Os pequenos negócios no país estão se voltando para a adoção de práticas mais sustentáveis e econômicas, como a geração de energia limpa, por meio do sistema fotovoltaico. É o que mostrou uma pesquisa feita pelo Sebrae de Mato Grosso.
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Os resultados foram exibidos nesta quarta-feira (28) pela gerente do Centro Sebrae de Sustentabilidade (CSS), Suênia Souza, durante apresentação, em Cuiabá, para o presidente da instituição, Carlos Melles, e para o secretário Especial de Produtividade, Emprego e Competitividade do Ministério da Economia, Carlos Da Costa.
O estudo apontou que, dos mais de três mil empresários que possuem esse tipo de fonte energética, 83,9% reduziram os gastos com a conta de luz. Durante o evento, foi assinado um termo de cooperação entre o Sebrae e o Sicredi para estimular projetos de energia solar nas micro e pequenas empresas.
Conforme a pesquisa, mais da metade (60%) dos empresários entrevistados pretendem investir mais em outras fontes renováveis, sendo que, desses, 47,5% devem apostar em fonte solar fotovoltaica. Porém, segundo Suênia, apenas 0,1% dos pequenos negócios utilizam a energia por meio desse sistema.
“Temos uma nova economia se formando no país, com a economia do compartilhamento e os negócios digitais, e a inovação nos processos deve priorizar a preocupação com a preservação de recursos hídricos e energéticos. O nome disso é competitividade”, afirmou a gerente, durante a apresentação dos eixos de atuação do CSS na produção de 655 conteúdos focados na sustentabilidade de pequenos negócios.
O secretário do Ministério da Economia, Carlos Da Costa, ressaltou que as micro e pequenas empresas serão a base da transformação do país, ajudando a destravar o ambiente de negócios.
Segundo ele, o modelo adotado no Brasil, onde o governo está à frente do empresário, não deu certo, assim como aconteceu em outros países. “Esse modelo acabou, agora será baseado no empreendedorismo para tirarmos de uma situação, que é o desemprego”, afirmou.
O secretário lembrou que existem alguns pilares que podem alavancar as MPE, que são a sustentabilidade, a produtividade e o marketing. “Todos os casos apresentados, caso sejam incorporados pelas MPE, o impacto será extraordinário”, disse Carlos Da Costa, se referindo aos conteúdos desenvolvidos pelo CSS e mostrados no evento.
Parceria
O termo de cooperação para o Programa de Energia Solar Fotovoltaica para Pequenos Negócios foi assinado nesta quarta-feira (28.08), mas seu lançamento oficial acontece no 18 de setembro.
Ele prevê consultoria e linha de crédito especial para projetos de micro e pequenas empresas e visa estimular a geração própria de energia e tornar os pequenos negócios e produtores rurais mato-grossenses mais competitivos de forma sustentável.
“Um dos nossos maiores aliados é o sistema de cooperativismo”, afirmou o superintendente do Sebrae no estado, José Guilherme Barbosa Ribeiro. “Por isso, estamos fazendo essa parceria”, completou. “Vamos investir US$ 100 milhões em Mato Grosso”, observou o presidente da Sicredi Centro Norte, João Spenthof.
Leia amais em: https://revistapegn.globo.com/Banco-de-ideias/Econegocio/noticia/2019/08/energia-solar-gera-economia-para-pequenos-negocios.html
sexta-feira, 30 de agosto de 2019
quinta-feira, 29 de agosto de 2019
Governo fará leilão inédito para substituir termelétricas em 2020
O Ministério de Minas e Energia (MME) prepara um leilão inédito para contratação de energia com objetivo de substituir um conjunto de térmicas cujos contratos vencem até 2023. O anúncio foi feito com exclusividade nesta quarta-feira, 28 de agosto, pelo secretário de Energia Elétrica, Ricardo Cyrino, durante o Encontro Nacional de Agentes do Setor Elétrico (Enase), no Rio de Janeiro.
A meta é substituir 35 usinas, cujas potencias somadas alcançam 3.309 MW de capacidade instalada e 2.265 MW de garantia física. Desse total, 21 usinas são térmicas a óleo combustível, mais caras e mais poluentes, totalizando 1.230 MW de capacidade instalada, algumas com custo de combustível que ultrapassa R$ 1.200/MWh.
Segundo Cyrino, a redação da consulta pública do leilão está pronta, aguardando apenas a assinatura do ministro Bento Albuquerque. A consulta pública deverá ser aberta nas próximas semanas para discutir as regras com os agentes do setor elétrico.
Cyrino informou que as regras atuais permitem que o governo viabilize o certame considerando as regras para realização de leilão de energia existente. O leilão seria do tipo A-4 de energia existente, nunca realizado antes, previsto para ocorrer no primeiro semestre de 2020.
O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Thiago Barral, explicou que a ideia é permitir que as tecnologias mais eficientes de usinas térmicas, notadamente aquelas que utilizam o gás natural em ciclo aberto ou combinado, confrontem com os custos das térmicas cujos contratos já foram amortizados.
A medida ganha ainda mais apelo uma vez que o Governo Federal estabeleceu uma nova política para o mercado de gás natural, visando permitir que novas empresas explorem, distribuam e comercializem o hidrocarboneto. As térmicas funcionam como âncora para aumentar a demanda por gás natural, viabilizando, por exemplo, a construção de novas estruturas e gasodutos.
“Vamos abrir uma consulta pública nos próximos dias para que se faça um leilão de energia existente com a possibilidade de participação de geração nova, voltado para descontratação de térmicas mais caras e ineficiente”, declarou Cyrino.
Neste ano, o governo ainda pretende realizar em outubro um leilão de energia nova A-6, em dezembro dois leilões de energia existente (A-1 e A-2), abrir outras duas consultas públicas para discutir novos critérios para contratação de nova capacidade de geração, considerando os atributos das fontes, bem como estruturar a proposta de separação de lastro e energia.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110182/governo-fara-leilao-inedito-para-substituir-termeletricas-em-2020
A meta é substituir 35 usinas, cujas potencias somadas alcançam 3.309 MW de capacidade instalada e 2.265 MW de garantia física. Desse total, 21 usinas são térmicas a óleo combustível, mais caras e mais poluentes, totalizando 1.230 MW de capacidade instalada, algumas com custo de combustível que ultrapassa R$ 1.200/MWh.
Segundo Cyrino, a redação da consulta pública do leilão está pronta, aguardando apenas a assinatura do ministro Bento Albuquerque. A consulta pública deverá ser aberta nas próximas semanas para discutir as regras com os agentes do setor elétrico.
Cyrino informou que as regras atuais permitem que o governo viabilize o certame considerando as regras para realização de leilão de energia existente. O leilão seria do tipo A-4 de energia existente, nunca realizado antes, previsto para ocorrer no primeiro semestre de 2020.
O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Thiago Barral, explicou que a ideia é permitir que as tecnologias mais eficientes de usinas térmicas, notadamente aquelas que utilizam o gás natural em ciclo aberto ou combinado, confrontem com os custos das térmicas cujos contratos já foram amortizados.
A medida ganha ainda mais apelo uma vez que o Governo Federal estabeleceu uma nova política para o mercado de gás natural, visando permitir que novas empresas explorem, distribuam e comercializem o hidrocarboneto. As térmicas funcionam como âncora para aumentar a demanda por gás natural, viabilizando, por exemplo, a construção de novas estruturas e gasodutos.
“Vamos abrir uma consulta pública nos próximos dias para que se faça um leilão de energia existente com a possibilidade de participação de geração nova, voltado para descontratação de térmicas mais caras e ineficiente”, declarou Cyrino.
Neste ano, o governo ainda pretende realizar em outubro um leilão de energia nova A-6, em dezembro dois leilões de energia existente (A-1 e A-2), abrir outras duas consultas públicas para discutir novos critérios para contratação de nova capacidade de geração, considerando os atributos das fontes, bem como estruturar a proposta de separação de lastro e energia.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110182/governo-fara-leilao-inedito-para-substituir-termeletricas-em-2020
quarta-feira, 28 de agosto de 2019
Debêntures incentivadas de energia já são R$ 11,9 bilhões
Do valor histórico de R$ 14,3 bilhões em emissões de debêntures de infraestrutura alcançados de janeiro a julho deste ano, R$ 11,9 bilhões são para projetos em energia. No ano passado, projetos de energia emitiram R$ 19,3 bilhões de um total de R$ 21,6 bilhões. Desde a sua criação, em 2012, dos R$ 64 bilhões de papéis de infraestrutura, R$ 46,8 bilhões foram de projetos de energia. Este ano, foi permitido que projetos de gás também emitissem debêntures dessa categoria.
Segundo o coordenador-geral de Reformas Microeconômicas do Ministério da Economia, César de Oliveira Frade, o aumento deste ano se deve principalmente ao ambiente favorável da economia e a maiores números de projetos concedidos favorecerem a procura pelos papéis. Cerca de dois terços das debêntures foram adquiridas por fundos de investimentos e por pessoas físicas.
No mercado secundário, nos últimos 12 meses, a negociação de debêntures incentivadas foi superior ao de debêntures não incentivadas, sendo que em julho as debêntures incentivadas apresentaram giro de 5,1% contra 1,8% das debêntures não incentivadas.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110059/debentures-incentivadas-de-energia-ja-sao-r-119-bilhoes
Segundo o coordenador-geral de Reformas Microeconômicas do Ministério da Economia, César de Oliveira Frade, o aumento deste ano se deve principalmente ao ambiente favorável da economia e a maiores números de projetos concedidos favorecerem a procura pelos papéis. Cerca de dois terços das debêntures foram adquiridas por fundos de investimentos e por pessoas físicas.
No mercado secundário, nos últimos 12 meses, a negociação de debêntures incentivadas foi superior ao de debêntures não incentivadas, sendo que em julho as debêntures incentivadas apresentaram giro de 5,1% contra 1,8% das debêntures não incentivadas.
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terça-feira, 27 de agosto de 2019
Geração de energia solar cresce 86,6% no país neste primeiro semestre
A geração de grandes usinas de energia solar cresceu 86,6% no primeiro semestre de 2019, de acordo com os dados consolidados do boletim InfoMercado Mensal da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. A produção foi de 485 MW médios em comparação aos 260 MW médios entregues ao Sistema Interligado Nacional – SIN no ano passado neste mesmo período.
Houve um crescimento vertiginoso em alguns estados. A Bahia aumenta a sua produção em 88% saindo de 92 MW médios no primeiro semestre de 2018 para a atual produção de 173 MW médios - sendo o estado com a maior produção de energia solar do país. No Sudeste, Minas Gerais cresce 94,9% a sua geração de energia desta fonte e, São Paulo, 131%. Ceará, Paraíba e Tocantins começaram a produzir energia solar em 2019.
Brasil dobra a capacidade instalada de usinas para produzir energia solar
A CCEE contabiliza 86 usinas de energia solar fotovoltaica em 2019 em operação comercial, representando um crescimento de 56,4% ante às 55 usinas existentes no primeiro semestre de 2018. Alguns estados também se destacam em relação ao aumento da capacidade instalada. O Ceará salta de apenas 1MW em 2018 para 214 MW; a Paraíba de 27MW para 214 MW e o Tocantins de zero a 5 MW.
O maior produtor de energia solar do semestre, a Bahia, também ampliou a sua capacidade instalada de 444 MW para 652 MW, crescendo em 46,9%. Destaca-se também Pernambuco com o aumento de 290%, Minas Gerais com 62,2% e São Paulo com 45,7%.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_650025&_afrLoop=319634639192609&_adf.ctrl-state=b6xis5eun_55#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_650025%26_afrLoop%3D319634639192609%26_adf.ctrl-state%3Db6xis5eun_59
segunda-feira, 26 de agosto de 2019
Brasil ultrapassa 100 mil conexões de geração distribuída
O Brasil conta com mais de 100 mil sistemas de micro e minigeração distribuída de energia elétrica conectados à rede, beneficiando mais de 130 mil unidades consumidoras como residências, edifícios comerciais e instalações industriais de pequeno e médio porte, segundo os dados compilados pela Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD) a partir de informações da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
A geração distribuída, modalidade em que consumidores e empresas produzem sua própria eletricidade, atingiu a marca de 101.752 conexões, somando 1,23 GW de potência instalada, de acordo com dados atualizados nesta segunda-feira, 26 de agosto. O estado de Minas Gerais lidera o ranking em termos de número de conexões (22.063), com São Paulo ocupando a segunda posição (17.629) e, Rio Grande do Sul, o terceiro lugar (14.708).
Para Carlos Evangelista, presidente da ABGD, a expansão do setor é uma tendência mundial que o Brasil vem tentando acompanhar. “Comemoramos os avanços, mas precisamos continuar o trabalho porque a geração distribuída ainda é pouco difundida no país; não chega a 0,15% da matriz elétrica”, comenta o executivo.
“A GD oferece diversos benefícios ambientais, é feita exclusivamente com fontes renováveis, produz inúmeros empregos qualificados e ainda gera economia na conta de luz. Precisamos garantir esse direito de escolha aos brasileiros”, conclui Evangelista.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53109784/brasil-ultrapassa-100-mil-conexoes-de-geracao-distribuida
A geração distribuída, modalidade em que consumidores e empresas produzem sua própria eletricidade, atingiu a marca de 101.752 conexões, somando 1,23 GW de potência instalada, de acordo com dados atualizados nesta segunda-feira, 26 de agosto. O estado de Minas Gerais lidera o ranking em termos de número de conexões (22.063), com São Paulo ocupando a segunda posição (17.629) e, Rio Grande do Sul, o terceiro lugar (14.708).
Para Carlos Evangelista, presidente da ABGD, a expansão do setor é uma tendência mundial que o Brasil vem tentando acompanhar. “Comemoramos os avanços, mas precisamos continuar o trabalho porque a geração distribuída ainda é pouco difundida no país; não chega a 0,15% da matriz elétrica”, comenta o executivo.
“A GD oferece diversos benefícios ambientais, é feita exclusivamente com fontes renováveis, produz inúmeros empregos qualificados e ainda gera economia na conta de luz. Precisamos garantir esse direito de escolha aos brasileiros”, conclui Evangelista.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53109784/brasil-ultrapassa-100-mil-conexoes-de-geracao-distribuida
sexta-feira, 23 de agosto de 2019
Associações de fontes renováveis defendem transição para modernização do setor
Representantes dos segmentos de energia eólica, solar fotovoltaica e de pequenas hidrelétricas defenderam aperfeiçoamentos pontuais no projeto de lei do Senado que trata da reestruturação do modelo setor elétrico. Em audiência pública na Comissão de Infraestrutura nesta quinta-feira (22/08), eles falaram sobre a necessidade de uma transição para as mudanças propostas, especialmente em relação à abertura do mercado e à retirada de descontos tarifários, além de tratamento isonômico entre as fontes de geração.
O presidente da CI, Marcos Rogério (DEM-RO), disse que a transição para a abertura do mercado é um tema lembrado por todos os atores envolvidos no processo desde o começo. “Tanto é que a transição proposta no substitutivo é uma transição bastante generosa, e acho que até certo ponto um pouco exagerada”, ponderou o senador.
A base dos debates do novo modelo, tanto no Congresso quanto no Executivo, é o resultado da Consulta Pública 33, realizada no governo passado. No Ministério de Minas e Energia, um grupo de trabalho dividido em subgrupos discute medidas de modernização do setor, com a expectativa de implantar parte delas por meio de atos que não dependerão de mudanças em lei. O MME considera o projeto do Senado mais completo que o da Câmara e conta com o andamento da discussão no Legislativo para emplacar as alterações legais que serão necessárias para a reestruturação do modelo.
Primeiro a se apresentar entre os convidados da audiência pública de hoje, o presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, Rodrigo Sauaia, destacou que o PLS 232 pode ser o carro chefe na modernização do setor elétrico e, por isso, o papel dos senadores será importante na construção de um texto mais afinado com a sociedade e com o setor. A discussão do tema no legislativo tem andado de fato no Senado. A Câmara ainda vai retomar o assunto, com a criação de uma nova comissão especial do PL 1917, que também trata dos temas do setor.
Para Sauaia, houve avanços desde a CP 33, mas há pontos de atenção no debate. Um deles é a necessidade de transição na abertura do mercado livre para que o processo aconteça gradualmente e de forma coordenada com outras mudanças estratégicas do setor.
Existe ainda preocupação com um eventual crescimento da inadimplência, em razão da migração de consumidores cativos para esse ambiente, e com a retirada dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão (Tust) e de distribuição (Tusd). O executivo diz que é preciso ainda valorizar os atributos de cada fonte para que haja isonomia entre elas, “definir com clareza o modelo de precificação de lastro e energia” e garantir a financiabilidade da expansão da oferta de energia.
O presidente da Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas e de Centrais Geradoras Hidrelétricas, Paulo Arbex, defendeu ajustes para problemas não contemplados no PL. Ele disse que é preciso definir em lei princípios de isonomia geral e irrestrita, para colocar as fontes em pé de igualdade, e estabelecer pré-condições para a abertura de mercado. Seria preciso, por exemplo, resolver de forma definitiva a questão da inadimplência do mercado livre, testar por pelo menos por dois anos o funcionamento da bolsa de energia e comprovar que haveria financiamento para expansão do sistema. Para Arbex, “abertura de mercado não necessariamente reduz custo.” “O que reduz é ter uma infraestrutura mais barata e menos impostos.”
Para os geradores eólicos, três questões principais se sobressaem no debate. A primeira delas é o modelo de contratação em separado de lastro e energia, que exigirá uma transição para não prejudicar o desenvolvimento das fontes renováveis e deverá se implantado de forma coordenada com outras ações de modernização. O diretor técnico da Associação Brasileira de Energia Eólica, Sandro Yamamoto, destacou a proposta de modelo apresentada pela Empresa de Pesquisa Energética, que prevê a comercialização centralizada de lastro e outro ambiente para a contratação de energia, e manifestou preocupação em relação aos atributos a serem considerados para garantir a financiabilidade dos projetos.
Outro ponto que também em envolve a viabilidade financeira dos projetos é a questão do tratamento dos subsídios, na migração para o ambiente livre de consumidores abaixo de 500 kW. Segundo Yamamoto, o que preocupa o segmento é a transição para os consumidores menores, dada a possibilidade de inadimplência no mercado. “Se o consumidor inadimplente continuar conectado na rede, isso pode virar uma bola de neve. A gente acredita que é importante abrir o mercado, mas que existam regras muito claras e muito rígidas para o consumidor inadimplente. Para nós é fundamental, na medida que a gente tem financiamentos de longo prazo.”
A última questão é a necessidade de sintonia do projeto de lei com as medidas em andamento no governo em relação à formação do Preço de Liquidação das Diferenças. Uma decisão recente do Ministério de Minas e Energia determinou que mudanças ainda em fase de teste nos modelos de operação e de formação de preços deverão ser implantadas na operação do sistema em 2020 e no cálculo do PLD em base horária a partir de 2021.”Esperamos que, no final de 2020, a gente tenha uma forma de reproduzir os cálculos [do modelo]. Se não tiver, volta a insegurança no mercado.”
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53109528/associacoes-de-fontes-renovaveis-defendem-transicao-para-modernizacao-do-setor
quinta-feira, 22 de agosto de 2019
Governo vai retomar projetos de 4 hidrelétricas
O Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos em reunião nesta quinta-feira, 21 de agosto, decidiu qualificar quatro projetos de hidrelétricas para estudar a viabilidade e possível inclusão nos leilões de energia nova. Os aproveitamentos hidrelétricos são Tabajara (RO-400 MW), Bem Querer (RR-650 MW), Castanheira (MT-140 MW) e Telêmaco Borba (PR-118 MW).
Segundo a secretária-executiva do Ministério de Minas e Energia, Marisete Dadald Pereira, a qualificação significa que o PPI vai olhar com lupa esses projetos para ver se precisam de alguma adequação. “Então podem ser incluídos em um futuro leilão de energia”, afirmou em entrevista no MME após workshop sobre Lastro e Energia. O ministro Onyx Lorenzoni, da Casa Civil, disse que será revisado o licenciamento ambiental desses projetos.
Além das usinas, o conselho do PPI anunciou a inclusão de nove empresas para privatização. Com as novas ações incluídas no programa, a expectativa de arrecadação do governo passou de R$ 1,3 trilhão para R$ 2 trilhões, segundo Lorenzoni. A Eletrobras já estava incluída no programa desde 2018, entraram empresas, como Correios e Telebras. O ministro negou intenção de privatizar a Petrobras no momento, mas disse que a empresa será avaliada como um todo pelo programa.
A Eletrobras depende de aprovação do Congresso Nacional para a realização da capitalização planejada, que vai diminuir a participação da União.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53109342/governo-vai-retomar-projetos-de-4-hidreletricas
Segundo a secretária-executiva do Ministério de Minas e Energia, Marisete Dadald Pereira, a qualificação significa que o PPI vai olhar com lupa esses projetos para ver se precisam de alguma adequação. “Então podem ser incluídos em um futuro leilão de energia”, afirmou em entrevista no MME após workshop sobre Lastro e Energia. O ministro Onyx Lorenzoni, da Casa Civil, disse que será revisado o licenciamento ambiental desses projetos.
Além das usinas, o conselho do PPI anunciou a inclusão de nove empresas para privatização. Com as novas ações incluídas no programa, a expectativa de arrecadação do governo passou de R$ 1,3 trilhão para R$ 2 trilhões, segundo Lorenzoni. A Eletrobras já estava incluída no programa desde 2018, entraram empresas, como Correios e Telebras. O ministro negou intenção de privatizar a Petrobras no momento, mas disse que a empresa será avaliada como um todo pelo programa.
A Eletrobras depende de aprovação do Congresso Nacional para a realização da capitalização planejada, que vai diminuir a participação da União.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53109342/governo-vai-retomar-projetos-de-4-hidreletricas
quarta-feira, 21 de agosto de 2019
Capacidade de armazenamento cai 0,7% no Sul e subsistema opera a 62,5%
Seguindo o que tem sido registrado desde o começo de agosto, todos reservatórios do país apresentaram queda em suas capacidades de armazenamento em relação ao dia anterior. A região Sul registrou redução de 0,7% e opera a 62,5%, segundo as informações relativas a operação da última segunda-feira, 19 de agosto, aferido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A energia armazenável no mês segue em 28% da MLT, enquanto a armazenada marca 12.871 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, com capacidades de 58,43% e 59,70%.
No Sudeste/Centro-Oeste do país a diminuição foi de 0,3%, fazendo o volume útil cair para 41,9%. A energia armazenada mostra 85.131 MW mês e a afluente permanece em 84% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 44,95% e a usina de Nova Ponte com 42,87% de sua vazão. Os reservatórios do Nordeste contaram com redução de 0,2% nos níveis, que admitem 50,3%. A energia afluente foi para 49% e a armazenada indica 26.093 MW mês. A hidrelétrica de Sobradinho opera a 42,06%.
Por sua vez o subsistema Norte apresentou decréscimo de 0,3% e trabalha com 69,2% de sua vazão. A energia armazenada aparece com 10.406 MW mês e a energia afluente se encontra com 80% da MLT. A usina hidrelétrica de Tucuruí opera a 94,84%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53109053/capacidade-de-armazenamento-cai-07-no-sul-e-subsistema-opera-a-625
No Sudeste/Centro-Oeste do país a diminuição foi de 0,3%, fazendo o volume útil cair para 41,9%. A energia armazenada mostra 85.131 MW mês e a afluente permanece em 84% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 44,95% e a usina de Nova Ponte com 42,87% de sua vazão. Os reservatórios do Nordeste contaram com redução de 0,2% nos níveis, que admitem 50,3%. A energia afluente foi para 49% e a armazenada indica 26.093 MW mês. A hidrelétrica de Sobradinho opera a 42,06%.
Por sua vez o subsistema Norte apresentou decréscimo de 0,3% e trabalha com 69,2% de sua vazão. A energia armazenada aparece com 10.406 MW mês e a energia afluente se encontra com 80% da MLT. A usina hidrelétrica de Tucuruí opera a 94,84%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53109053/capacidade-de-armazenamento-cai-07-no-sul-e-subsistema-opera-a-625
terça-feira, 20 de agosto de 2019
Normas sobre outorgas de geração serão consolidadas em duas resoluções
A Aneel decidiu consolidar em duas resoluções uma série de normas relacionadas à outorga de empreendimentos de geração, que seriam reunidas inicialmente em uma única resolução. A primeira vai reunir todas as regras relacionadas a usinas hidráulicas e a segunda aos empreendimentos de fontes eólica, fotovoltaica, térmica e outras fontes alternativas.
A agência reguladora esclareceu que não serão feitas alterações de conteúdo dessas normas, mas apenas adequações de redação e simplificações. Desde a última quinta-feira, 15 de agosto, foi aberta uma nova fase da audiência pública 80, de 2017, para contemplar a decisão de não mais publicar uma só resolução sobre o tema. O motivo da decisão é que norma ficaria muito extensa e complexa. Com isso reabre novo prazo para contribuições, que vai até 29 de setembro.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108896/normas-sobre-outorgas-de-geracao-serao-consolidadas-em-duas-resolucoes
A agência reguladora esclareceu que não serão feitas alterações de conteúdo dessas normas, mas apenas adequações de redação e simplificações. Desde a última quinta-feira, 15 de agosto, foi aberta uma nova fase da audiência pública 80, de 2017, para contemplar a decisão de não mais publicar uma só resolução sobre o tema. O motivo da decisão é que norma ficaria muito extensa e complexa. Com isso reabre novo prazo para contribuições, que vai até 29 de setembro.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108896/normas-sobre-outorgas-de-geracao-serao-consolidadas-em-duas-resolucoes
segunda-feira, 19 de agosto de 2019
Itaipu ultrapassa produção de 50 milhões MWh
Após bater os recordes de produtividade e eficiência mensal em julho, a usina de Itaipu ultrapassou no sábado, 17 de agosto, a marca dos 50 milhões MWh acumulados no ano, volume que nenhuma outra geradora de energia no Brasil conseguirá atingir neste ano. O valor é bastante significativo dentro dos 35 anos de operação da hidrelétrica, na medida em que o cenário hídrico nacional tem passado por um momento nada favorável em relação a produção de energia.
O inverno costuma ser um período seco nas regiões Sul e Sudeste do Brasil e as chuvas ocasionais, que sempre ocorrem junto com as frentes frias, têm sido fracas. Com isso, o armazenamento de água para geração de energia também está abaixo da média, o que levou a Aneel a acionar a bandeira vermelha em agosto. No entanto não há risco de faltar energia elétrica no país, porque a produção das termoelétricas e das eólicas, na região Nordeste, tem compensado essa redução da geração das UHEs. Não fosse a boa produção de Itaipu, a situação poderia estar pior. Quanto mais a hidrelétrica produz, mais contribui para baixar a conta de luz do consumidor.
Além dos contratos
Por obrigação contratual, a usina precisa entregar 75 milhões de MWh por ano para a Eletrobras e para a Ande, estatal paraguaia. Desde a década de 1990, a binacional tem entregado muito mais que isso. Em 2016, produziu 103,1 milhões de MWh – maior produção anual registrada no mundo por uma usina.
O diretor-geral brasileiro, general Joaquim Silva e Luna, afirmou que a usina só tem conseguido obter bons números na operação em um ano atípico especialmente pela excelência dos equipamentos e o compromisso e capacidade técnica dos empregados brasileiros e paraguaios, que não medem esforços para melhorar os índices da usina, considerando todos os aspectos da geração. “É um time jogando junto e afiado pelo melhor resultado”, comentou.
O diretor técnico executivo da binacional, o engenheiro Celso Torino, vai na mesma linha. “Esse resultado é fruto de diversas variáveis, entre elas, o desempenho da usina e a dedicação dos profissionais brasileiros e paraguaios.” No acumulado de todos os anos em funcionamento, a hidrelétrica já produziu 2,6 bilhões de MWh, o suficiente para suprir o planeta inteiro por 41 dias.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108932/itaipu-ultrapassa-producao-de-50-milhoes-mwh
O inverno costuma ser um período seco nas regiões Sul e Sudeste do Brasil e as chuvas ocasionais, que sempre ocorrem junto com as frentes frias, têm sido fracas. Com isso, o armazenamento de água para geração de energia também está abaixo da média, o que levou a Aneel a acionar a bandeira vermelha em agosto. No entanto não há risco de faltar energia elétrica no país, porque a produção das termoelétricas e das eólicas, na região Nordeste, tem compensado essa redução da geração das UHEs. Não fosse a boa produção de Itaipu, a situação poderia estar pior. Quanto mais a hidrelétrica produz, mais contribui para baixar a conta de luz do consumidor.
Além dos contratos
Por obrigação contratual, a usina precisa entregar 75 milhões de MWh por ano para a Eletrobras e para a Ande, estatal paraguaia. Desde a década de 1990, a binacional tem entregado muito mais que isso. Em 2016, produziu 103,1 milhões de MWh – maior produção anual registrada no mundo por uma usina.
O diretor-geral brasileiro, general Joaquim Silva e Luna, afirmou que a usina só tem conseguido obter bons números na operação em um ano atípico especialmente pela excelência dos equipamentos e o compromisso e capacidade técnica dos empregados brasileiros e paraguaios, que não medem esforços para melhorar os índices da usina, considerando todos os aspectos da geração. “É um time jogando junto e afiado pelo melhor resultado”, comentou.
O diretor técnico executivo da binacional, o engenheiro Celso Torino, vai na mesma linha. “Esse resultado é fruto de diversas variáveis, entre elas, o desempenho da usina e a dedicação dos profissionais brasileiros e paraguaios.” No acumulado de todos os anos em funcionamento, a hidrelétrica já produziu 2,6 bilhões de MWh, o suficiente para suprir o planeta inteiro por 41 dias.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108932/itaipu-ultrapassa-producao-de-50-milhoes-mwh
sexta-feira, 16 de agosto de 2019
GM quer que até 2050 a energia que consome seja 100% renovável
A montadora General Motors reafirmou em seu relatório de sustentabilidade global divulgado recentemente (www.gmsustainability.com) o compromisso de utilizar somente fontes de energia renováveis em seu processo produtivo até 2050. Segundo o trabalho, a empresa está no caminho certo ao atingir 20% em 2018.
“Um importante passo anterior à adoção de fontes renováveis de energia são as medidas com vistas à eficiência energética e consequente redução do consumo. Esse é um trabalho contínuo dos nossos times e, se olharmos os últimos 15 anos, nossa redução de consumo de energia por veículo produzido atingiu 57%”, comenta Glaucia Roveri, gerente de Energia e Utilidades da GM América do Sul.
O compromisso da empresa de reduzir o consumo de energia desde 2010 eliminou 1,5 milhão de toneladas de emissões de carbono, o equivalente ao uso elétrico de 260 mil residências por um ano.
LEIA TAMBÉM: Carros elétricos e híbridos devem ficar mais acessíveis aos brasileiros
Para chegar a percentuais expressivos de redução, muitas ações são realizadas. Um exemplo é a própria iluminação das áreas no Brasil. Ao modernizar o parque de iluminação das unidades de São Caetano do Sul, Mogi das Cruzes e Gravataí com o uso do LED, a empresa gerou uma economia de 60% no consumo de energia destinada à iluminação.
Energia solar
Entre as fontes renováveis utilizadas pela GM no Brasil está a solar. A fábrica de São Caetano do Sul (SP) conta com um sistema solar de aquecimento. São 560 metros quadrados instalados no telhado do complexo para fornecer água quente aos chuveiros do vestiário da fábrica, o equivalente a abastecer o consumo diário de 900 casas.
O sistema conta com 280 placas solares e sistemas de bomba de calor, com capacidade para abastecer 300 chuveiros, eliminando a necessidade de uso de vapor e evitando o consumo de gás natural.
Já a fábrica de Joinville (SC), inaugurada em 2013, foi a primeira da indústria automotiva a contar com sistema de geração de energia solar fotovoltaica. A energia gerada por esse sistema abastece a área produtiva e escritórios, evitando emissões de 10,5 toneladas de CO2 – o equivalente a energia consumida por 220 casas no Brasil anualmente.
A energia solar também é utilizada para aquecer 15 mil litros de água por dia, reduzindo os custos de gás natural e evitando 17,6 toneladas de emissões de CO2 por ano.
Eficiência energética no produto
Parte muito importante da estratégia da GM para atingir zero emissão no futuro é a eletrificação da frota. Ela já é uma realidade com o Bolt EV, carro 100% elétrico mais premiado do mundo e que começa a ser vendido no Brasil ainda em 2019.
O Bolt EV é capaz de rodar, em média, 383 quilômetros com uma única carga das baterias – número superior a qualquer outro veículo de sua categoria. O modelo ainda conta com sistema regenerativo que aproveita a energia dissipada em frenagens e desacelerações para ampliar sua autonomia e garantir tranquilidade ao usuário em viagens mais longas.
A recarga das baterias é feita em tomadas e há opções que combinam com diferentes necessidades de deslocamento do usuário. Além de mais limpa, a energia elétrica gera economia para o motorista do Bolt EV. Hoje, o custo médio estimado para recarregar 100% da bateria do elétrico da Chevrolet é R$ 39, o que torna o quilômetro rodado cerca de quatro vezes inferior ao de um modelo do mesmo porte movido a gasolina ou álcool.
Além disso, a Chevrolet investe de forma contínua em eficiência energética. A redução do consumo de combustível dos carros da marca chegou a 22% nos últimos cinco anos, ante a média ponderada de até 15,9% registrada pelo mercado.
Para o Brasil, isso significa que se evitou a emissão de 1 milhão de toneladas de gás carbônico no ambiente e uma economia de R$ 7 bilhões em combustível por ano, de acordo com cálculos da Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea).
Leia mais em: https://www.revistaplaneta.com.br/gm-quer-que-ate-2050-a-energia-que-consome-seja-100-renovavel/
“Um importante passo anterior à adoção de fontes renováveis de energia são as medidas com vistas à eficiência energética e consequente redução do consumo. Esse é um trabalho contínuo dos nossos times e, se olharmos os últimos 15 anos, nossa redução de consumo de energia por veículo produzido atingiu 57%”, comenta Glaucia Roveri, gerente de Energia e Utilidades da GM América do Sul.
O compromisso da empresa de reduzir o consumo de energia desde 2010 eliminou 1,5 milhão de toneladas de emissões de carbono, o equivalente ao uso elétrico de 260 mil residências por um ano.
LEIA TAMBÉM: Carros elétricos e híbridos devem ficar mais acessíveis aos brasileiros
Para chegar a percentuais expressivos de redução, muitas ações são realizadas. Um exemplo é a própria iluminação das áreas no Brasil. Ao modernizar o parque de iluminação das unidades de São Caetano do Sul, Mogi das Cruzes e Gravataí com o uso do LED, a empresa gerou uma economia de 60% no consumo de energia destinada à iluminação.
Energia solar
Entre as fontes renováveis utilizadas pela GM no Brasil está a solar. A fábrica de São Caetano do Sul (SP) conta com um sistema solar de aquecimento. São 560 metros quadrados instalados no telhado do complexo para fornecer água quente aos chuveiros do vestiário da fábrica, o equivalente a abastecer o consumo diário de 900 casas.
O sistema conta com 280 placas solares e sistemas de bomba de calor, com capacidade para abastecer 300 chuveiros, eliminando a necessidade de uso de vapor e evitando o consumo de gás natural.
Já a fábrica de Joinville (SC), inaugurada em 2013, foi a primeira da indústria automotiva a contar com sistema de geração de energia solar fotovoltaica. A energia gerada por esse sistema abastece a área produtiva e escritórios, evitando emissões de 10,5 toneladas de CO2 – o equivalente a energia consumida por 220 casas no Brasil anualmente.
A energia solar também é utilizada para aquecer 15 mil litros de água por dia, reduzindo os custos de gás natural e evitando 17,6 toneladas de emissões de CO2 por ano.
Eficiência energética no produto
Parte muito importante da estratégia da GM para atingir zero emissão no futuro é a eletrificação da frota. Ela já é uma realidade com o Bolt EV, carro 100% elétrico mais premiado do mundo e que começa a ser vendido no Brasil ainda em 2019.
O Bolt EV é capaz de rodar, em média, 383 quilômetros com uma única carga das baterias – número superior a qualquer outro veículo de sua categoria. O modelo ainda conta com sistema regenerativo que aproveita a energia dissipada em frenagens e desacelerações para ampliar sua autonomia e garantir tranquilidade ao usuário em viagens mais longas.
A recarga das baterias é feita em tomadas e há opções que combinam com diferentes necessidades de deslocamento do usuário. Além de mais limpa, a energia elétrica gera economia para o motorista do Bolt EV. Hoje, o custo médio estimado para recarregar 100% da bateria do elétrico da Chevrolet é R$ 39, o que torna o quilômetro rodado cerca de quatro vezes inferior ao de um modelo do mesmo porte movido a gasolina ou álcool.
Além disso, a Chevrolet investe de forma contínua em eficiência energética. A redução do consumo de combustível dos carros da marca chegou a 22% nos últimos cinco anos, ante a média ponderada de até 15,9% registrada pelo mercado.
Para o Brasil, isso significa que se evitou a emissão de 1 milhão de toneladas de gás carbônico no ambiente e uma economia de R$ 7 bilhões em combustível por ano, de acordo com cálculos da Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea).
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quinta-feira, 15 de agosto de 2019
Leilões de energia e transmissão são qualificados ao PPI
O governo federal publicou o Decreto no. 9.973 na edição desta quinta-feira, 15 de agosto, do Diário Oficial da União, que qualifica para o Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República cinco empreendimentos federais do setor de energia. Dentre estes figuram os Leilões de Geração de Energia Nova A-4 e A-6, de 2019 e o Leilão de transmissão nº 02/2019.
Ainda fazem parte do decreto o Leilão dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa – ToR+, a Sexta Rodada de Licitações sob o regime de partilha de produção no setor de petróleo e gás natural e a Décima Sexta Rodada de Licitações de blocos exploratórios de petróleo e gás natural sob o regime de concessão.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108633/leiloes-de-energia-e-transmissao-sao-qualificados-ao-ppi
Ainda fazem parte do decreto o Leilão dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa – ToR+, a Sexta Rodada de Licitações sob o regime de partilha de produção no setor de petróleo e gás natural e a Décima Sexta Rodada de Licitações de blocos exploratórios de petróleo e gás natural sob o regime de concessão.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108633/leiloes-de-energia-e-transmissao-sao-qualificados-ao-ppi
quarta-feira, 14 de agosto de 2019
Mercado livre chega à maioridade no Brasil projetando ganhos com abertura
Responsável por uma economia de R$ 185 bilhões nas contas de luz nos últimos 21 anos, o mercado livre de energia, implantado por lei no Brasil em 1998, chega à maioridade com números expressivos de participação no setor elétrico. Contando atualmente com aproximadamente 6,5 mil consumidores em todo o país, o mercado desregulado para comercialização de eletricidade, no qual os clientes têm a possibilidade de escolher o fornecedor a preços mais atrativos, pode acolher integralmente as 82 milhões de unidades consumidoras a partir de 2024, segundo proposta em discussão no governo. Os planos para a abertura completa a todos os tipos e faixas de consumo já estão quantificados.
Em carta pública divulgada nesta terça-feira (13), a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia destaca as principais marcas obtidas pelo setor desde a implantação do Ambiente de Livre Contratação, que hoje reúne 80% da classe industrial brasileira e responde por mais de 30% de toda a energia elétrica consumida no país. Ao longo de 21 pontos, o documento sublinha que a trajetória de crescimento da operações fora do ambiente regulado vem impactando positivamente na expansão do parque de geração, na medida em que 34% das usinas hoje em construção no país são para atendimento do mercado livre.
Nas contas da Abraceel, a economia final nas tarifas de energia com a liberação completa do mercado de energia pode chegar a R$ 12 bilhões por ano, com a geração de mais de 420 mil novos postos de trabalho. Entre os consumidores que já migraram do mercado regulado das distribuidoras – na maioria grandes e médias empresas –, a economia média com o custo pelo uso da eletricidade chega a 29%. São vantagens que, de acordo com a entidade, reforçam a necessidade de acelerar o atual cronograma de entrada dos pequenos clientes, hoje impossibilitados pela legislação.
Consulta pública aberta na semana passada pelo Ministério de Minas e Energia propõe quatro novas fases de abertura. Em janeiro de 2021, entrariam no mercado livre consumidores com carga igual ou superior a 1.500 kW. Em julho de 2021, o direito seria estendido aos consumidores com carga igual ou superior a 1.000 kW. Em janeiro de 2022, clientes com carga igual ou superior a 500 kW seriam os beneficiados. A partir daí, o setor teria dois anos para preparar uma abertura completa do mercado em janeiro de 2024, quando entrariam os consumidores com carga abaixo de 500 kW.
Papel na expansão da geração
“Não temos dúvidas de que a abertura do mercado de energia elétrica a todos os consumidores a partir de 2024 não irá provocar qualquer tipo de alteração na contratação das concessionárias de distribuição, que teriam os seus contratos já firmados de compra de energia totalmente respeitados”, avalia o presidente da Abraceel, Reginaldo Medeiros. Pesquisa nacional do Ibope Inteligência divulgada ontem pela associação, ouvindo dois mil entrevistados, mostra que atualmente quase 80% dos consumidores residenciais do país gostariam de poder escolher o seu fornecedor de eletricidade.
Medeiros, da Abraceel, enaltece essa contribuição direta no aumento do parque nacional de geração. “Uma das críticas que mais se fez ao mercado livre nessas duas décadas era a de que não havia participação desses consumidores na expansão da oferta de energia elétrica do país. Está mais do que claro que isso já não é mais verdade”, ressalta o presidente da associação, destacando ainda que a grande maioria desses empreendimentos de geração em fase de construção são de fontes renováveis e limpas, entre as quais pequenas centrais hidrelétricas, usinas a biomassa e parques eólicos e solar.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108396/mercado-livre-chega-a-maioridade-no-brasil-projetando-ganhos-com-abertura
Em carta pública divulgada nesta terça-feira (13), a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia destaca as principais marcas obtidas pelo setor desde a implantação do Ambiente de Livre Contratação, que hoje reúne 80% da classe industrial brasileira e responde por mais de 30% de toda a energia elétrica consumida no país. Ao longo de 21 pontos, o documento sublinha que a trajetória de crescimento da operações fora do ambiente regulado vem impactando positivamente na expansão do parque de geração, na medida em que 34% das usinas hoje em construção no país são para atendimento do mercado livre.
Nas contas da Abraceel, a economia final nas tarifas de energia com a liberação completa do mercado de energia pode chegar a R$ 12 bilhões por ano, com a geração de mais de 420 mil novos postos de trabalho. Entre os consumidores que já migraram do mercado regulado das distribuidoras – na maioria grandes e médias empresas –, a economia média com o custo pelo uso da eletricidade chega a 29%. São vantagens que, de acordo com a entidade, reforçam a necessidade de acelerar o atual cronograma de entrada dos pequenos clientes, hoje impossibilitados pela legislação.
Consulta pública aberta na semana passada pelo Ministério de Minas e Energia propõe quatro novas fases de abertura. Em janeiro de 2021, entrariam no mercado livre consumidores com carga igual ou superior a 1.500 kW. Em julho de 2021, o direito seria estendido aos consumidores com carga igual ou superior a 1.000 kW. Em janeiro de 2022, clientes com carga igual ou superior a 500 kW seriam os beneficiados. A partir daí, o setor teria dois anos para preparar uma abertura completa do mercado em janeiro de 2024, quando entrariam os consumidores com carga abaixo de 500 kW.
Papel na expansão da geração
“Não temos dúvidas de que a abertura do mercado de energia elétrica a todos os consumidores a partir de 2024 não irá provocar qualquer tipo de alteração na contratação das concessionárias de distribuição, que teriam os seus contratos já firmados de compra de energia totalmente respeitados”, avalia o presidente da Abraceel, Reginaldo Medeiros. Pesquisa nacional do Ibope Inteligência divulgada ontem pela associação, ouvindo dois mil entrevistados, mostra que atualmente quase 80% dos consumidores residenciais do país gostariam de poder escolher o seu fornecedor de eletricidade.
Medeiros, da Abraceel, enaltece essa contribuição direta no aumento do parque nacional de geração. “Uma das críticas que mais se fez ao mercado livre nessas duas décadas era a de que não havia participação desses consumidores na expansão da oferta de energia elétrica do país. Está mais do que claro que isso já não é mais verdade”, ressalta o presidente da associação, destacando ainda que a grande maioria desses empreendimentos de geração em fase de construção são de fontes renováveis e limpas, entre as quais pequenas centrais hidrelétricas, usinas a biomassa e parques eólicos e solar.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108396/mercado-livre-chega-a-maioridade-no-brasil-projetando-ganhos-com-abertura
terça-feira, 13 de agosto de 2019
Cresce o interesse da população em escolher fornecedor de energia elétrica
Quatro em cada cinco consumidores residenciais do país querem ter o direito de escolher a empresa fornecedora de energia elétrica, segundo aponta a sexta edição da “Pesquisa de Opinião Pública: Energia Elétrica” promovida pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia em parceria com o Ibope Inteligência. Divulgada nesta segunda-feira (12), o levantamento de 2019 mostra que o interesse na portabilidade do provedor do serviço alcança 79% entre as pessoas entrevistadas – dez pontos percentuais acima do verificado na pesquisa lançada no ano passado.
A pesquisa detalha que, dentro do universo de clientes interessados no direito à portabilidade, 68% deles fariam a troca de fornecedor para obter preços mais baixos nas suas contas de luz. O dado reflete um ponto de preocupação explicitado na nova edição da pesquisa Abraceel/Ibope: o alto custo com energia elétrica para grande parte da população brasileira. A faixa de entrevistados que considera o preço final da eletricidade “caro ou muito caro”, de acordo com a pesquisa, chega a 87%, ou quatro pontos percentuais a mais se comparada à percepção do ano anterior.
Dentre os entrevistados que acham o custo final com energia elétrica excessivamente caro nos seus orçamentos domésticos, 65% do total disseram que o principal vilão do alto preço da eletricidade no país está no excesso de impostos e de taxas nas faturas mensais, percentual bem acima do segundo principal motivo apontado – a falta de concorrência no mercado a partir da obrigação de estar vinculado a um único fornecedor, com 12%. O custo elevado no final do mês foi apontado por 64% dos entrevistados como o principal motivador para economia no uso de luz elétrica nas residências.
“Cresceu a percepção de que, com a abertura do mercado, o preço da energia tende a diminuir”, afirma a diretora de Contas do Ibope Inteligência, Patricia Pavanelli. Outro ponto destacado na pesquisa deste ano está no interesse cada vez maior da população na autogerarão renovável. O índice dos que gostariam de produzir energia nas suas próprias casas chegou a 93% em 2019, contra 89% nos dois anos anteriores. Esse universo é composto por pessoas com ensino superior (98%), com renda mensal acima de cinco salários mínimos (97%) e com faixa etária de 25 a 34 anos (97%).
Foco no consumidor
Na avaliação do presidente da Abraceel, Reginaldo Medeiros, os dados são relevantes na medida em que expõe uma visão sobre além do universo das concessionárias. “Geralmente o setor elétrico tem um olhar muito voltado a si mesmo. Uma pesquisa ampla como essa com foco no consumidor, que no final é quem paga a conta, mostra o que pode e deve ser aprimorado na nossa indústria”, avalia o executivo, que apresentou o estudo na sede da Fiesp, em São Paulo, ao lado do diretor-geral da Aneel, André Pepitone, e do secretário de Energia Elétrica do MME, Ricardo Cyrino.
O levantamento foi realizado pelo instituto Ibope Inteligência entre os dias 23 e 27 de maio deste ano, tendo como base os dados mais recentes colhidos pela Pesquisa Nacional por Amostra de Domicílios (Pnad) e pelo Censo do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Foram ouvidas 2.002 pessoas em todas as regiões do país. Segundo o Ibope Inteligência, os dados podem ser projetados para o total da população com 16 anos ou mais. A margem de erro da pesquisa é de 2 pontos percentuais para mais ou para menos, enquanto o intervalo de confiança alcança os 95%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108264/cresce-o-interesse-da-populacao-em-escolher-fornecedor-de-energia-eletrica
A pesquisa detalha que, dentro do universo de clientes interessados no direito à portabilidade, 68% deles fariam a troca de fornecedor para obter preços mais baixos nas suas contas de luz. O dado reflete um ponto de preocupação explicitado na nova edição da pesquisa Abraceel/Ibope: o alto custo com energia elétrica para grande parte da população brasileira. A faixa de entrevistados que considera o preço final da eletricidade “caro ou muito caro”, de acordo com a pesquisa, chega a 87%, ou quatro pontos percentuais a mais se comparada à percepção do ano anterior.
Dentre os entrevistados que acham o custo final com energia elétrica excessivamente caro nos seus orçamentos domésticos, 65% do total disseram que o principal vilão do alto preço da eletricidade no país está no excesso de impostos e de taxas nas faturas mensais, percentual bem acima do segundo principal motivo apontado – a falta de concorrência no mercado a partir da obrigação de estar vinculado a um único fornecedor, com 12%. O custo elevado no final do mês foi apontado por 64% dos entrevistados como o principal motivador para economia no uso de luz elétrica nas residências.
“Cresceu a percepção de que, com a abertura do mercado, o preço da energia tende a diminuir”, afirma a diretora de Contas do Ibope Inteligência, Patricia Pavanelli. Outro ponto destacado na pesquisa deste ano está no interesse cada vez maior da população na autogerarão renovável. O índice dos que gostariam de produzir energia nas suas próprias casas chegou a 93% em 2019, contra 89% nos dois anos anteriores. Esse universo é composto por pessoas com ensino superior (98%), com renda mensal acima de cinco salários mínimos (97%) e com faixa etária de 25 a 34 anos (97%).
Foco no consumidor
Na avaliação do presidente da Abraceel, Reginaldo Medeiros, os dados são relevantes na medida em que expõe uma visão sobre além do universo das concessionárias. “Geralmente o setor elétrico tem um olhar muito voltado a si mesmo. Uma pesquisa ampla como essa com foco no consumidor, que no final é quem paga a conta, mostra o que pode e deve ser aprimorado na nossa indústria”, avalia o executivo, que apresentou o estudo na sede da Fiesp, em São Paulo, ao lado do diretor-geral da Aneel, André Pepitone, e do secretário de Energia Elétrica do MME, Ricardo Cyrino.
O levantamento foi realizado pelo instituto Ibope Inteligência entre os dias 23 e 27 de maio deste ano, tendo como base os dados mais recentes colhidos pela Pesquisa Nacional por Amostra de Domicílios (Pnad) e pelo Censo do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Foram ouvidas 2.002 pessoas em todas as regiões do país. Segundo o Ibope Inteligência, os dados podem ser projetados para o total da população com 16 anos ou mais. A margem de erro da pesquisa é de 2 pontos percentuais para mais ou para menos, enquanto o intervalo de confiança alcança os 95%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53108264/cresce-o-interesse-da-populacao-em-escolher-fornecedor-de-energia-eletrica
segunda-feira, 12 de agosto de 2019
BBCE prevê ter até outubro aval para operar com derivativos de energia elétrica
A plataforma eletrônica de negociação de contratos de energia elétrica BBCE espera obter até outubro um aval da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) para atuar como operadora de mercado de balcão organizado, o que permitirá oferecer a clientes negociações com derivativos de energia, disse à Reuters o presidente da empresa, Carlos Ratto.
Operações com derivativos de energia, nas quais investidores podem na prática realizar apostas na evolução dos preços ou buscar proteção contra sua variação, já têm sido realizadas entre agentes e registradas na bolsa B3, mas a ideia da BBCE é oferecer negociações em tela desses contratos.
A diferença entre essas operações e os negócios tradicionais de compra e venda de energia, registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), é que elas são puramente financeiras, e não envolvem a entrega física de eletricidade ao comprador.
Com isso, os agentes que pretendem operar com os derivativos não precisam aderir à CCEE e participar do mercado físico de energia, o que deverá abrir espaço para a entrada de outros agentes nas transações, como bancos e fundos de investimento, disse Ratto.
"Entramos com o pedido junto à CVM em meados de fevereiro... em setembro ou outubro esperamos obter essa licença. É o primeiro pedido desse tipo feito depois da criação da Cetip. Desde então não houve nenhuma outra autorização", destacou o executivo, que foi diretor da Cetip e da B3 antes de ser contratado para a BBCE neste ano.
"Meu setor é o financeiro, e o que queremos agora é essa aproximação do mercado de energia com o financeiro, esses são os planos", disse ele.
Segundo Ratto, a BBCE tem sido sondada por pelo menos três bancos que têm demonstrado interesse em operar com os derivativos de energia, com expectativas de que fundos e empresas do setor elétrico também façam negócios.
"A gente já percebe uma ou outra comercializadora (de energia) fazendo, mas hoje eles só conseguem registrar na B3. Já começamos a ver (demanda), e vamos encorpar isso. Estamos até pensando em no início possibilitar 'trading' sem cobrar, provavelmente", afirmou ele, destacando que a ideia é criar volume nas operações.
Os contratos negociados na BBCE deverão ser a princípio semanais e mensais, envolvendo sempre liquidação contra o preço spot da energia, ou Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado semanalmente pela CCEE e utilizado como referência também em negociações no mercado físico.
Inicialmente, o risco de crédito das operações será bilateral, mas a ideia é evoluir em algum momento no futuro para um mercado de bolsa, no qual a BBCE seria contraparte central de todas as transações, que seriam garantidas por uma clearing house.
Ainda não é possível dizer, no entanto, em quanto tempo seria possível avançar para esse mercado, uma vez que isso dependeria tanto da liquidez das operações quanto de evoluções regulatórias no setor elétrico, disse Ratto.
"Não quero travar uma data... mas acredito muito que vamos chegar (algum dia) a um mercado (de energia) de bolsa, como em outros países", apontou ele.
Entre os desafios nesse caminho, no entanto, estão a grande volatilidade e a complexidade de formação dos preços spot da eletricidade, que poderiam exigir cobranças "absurdas" junto aos agentes para viabilizar operações garantidas por uma clearing.
"Não adianta querer criar uma bolsa agora --o mercado não está preparado, está num estágio de liquidez, de metodologia de precificação, que tem que evoluir até você poder implantar".
Além das operações com eletricidade, o BBCE pretende negociar também derivativos associados à energia, como de gás, biodiesel, biomassa e etanol.
"O horizonte não é só energia elétrica", disse Ratto.
Criada em 2012, a BBCE tem como sócias dezenas de comercializadoras, incluindo empresas das gigantes Enel e EDP.
A busca da BBCE por autorização para operar um mercado de derivativos de energia vem em momento em que o governo discute uma reforma regulatória no setor elétrico que envolveria a evolução rumo a um mercado com "bolsa de energia associada a uma clearing house", segundo documento do Ministério de Minas e Energia sobre os planos de modernização.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/bbce-preve-ter-ate-outubro-aval-para-operar-com-derivativos-de-energia-eletrica-23867080.html
Operações com derivativos de energia, nas quais investidores podem na prática realizar apostas na evolução dos preços ou buscar proteção contra sua variação, já têm sido realizadas entre agentes e registradas na bolsa B3, mas a ideia da BBCE é oferecer negociações em tela desses contratos.
A diferença entre essas operações e os negócios tradicionais de compra e venda de energia, registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), é que elas são puramente financeiras, e não envolvem a entrega física de eletricidade ao comprador.
Com isso, os agentes que pretendem operar com os derivativos não precisam aderir à CCEE e participar do mercado físico de energia, o que deverá abrir espaço para a entrada de outros agentes nas transações, como bancos e fundos de investimento, disse Ratto.
"Entramos com o pedido junto à CVM em meados de fevereiro... em setembro ou outubro esperamos obter essa licença. É o primeiro pedido desse tipo feito depois da criação da Cetip. Desde então não houve nenhuma outra autorização", destacou o executivo, que foi diretor da Cetip e da B3 antes de ser contratado para a BBCE neste ano.
"Meu setor é o financeiro, e o que queremos agora é essa aproximação do mercado de energia com o financeiro, esses são os planos", disse ele.
Segundo Ratto, a BBCE tem sido sondada por pelo menos três bancos que têm demonstrado interesse em operar com os derivativos de energia, com expectativas de que fundos e empresas do setor elétrico também façam negócios.
"A gente já percebe uma ou outra comercializadora (de energia) fazendo, mas hoje eles só conseguem registrar na B3. Já começamos a ver (demanda), e vamos encorpar isso. Estamos até pensando em no início possibilitar 'trading' sem cobrar, provavelmente", afirmou ele, destacando que a ideia é criar volume nas operações.
Os contratos negociados na BBCE deverão ser a princípio semanais e mensais, envolvendo sempre liquidação contra o preço spot da energia, ou Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado semanalmente pela CCEE e utilizado como referência também em negociações no mercado físico.
Inicialmente, o risco de crédito das operações será bilateral, mas a ideia é evoluir em algum momento no futuro para um mercado de bolsa, no qual a BBCE seria contraparte central de todas as transações, que seriam garantidas por uma clearing house.
Ainda não é possível dizer, no entanto, em quanto tempo seria possível avançar para esse mercado, uma vez que isso dependeria tanto da liquidez das operações quanto de evoluções regulatórias no setor elétrico, disse Ratto.
"Não quero travar uma data... mas acredito muito que vamos chegar (algum dia) a um mercado (de energia) de bolsa, como em outros países", apontou ele.
Entre os desafios nesse caminho, no entanto, estão a grande volatilidade e a complexidade de formação dos preços spot da eletricidade, que poderiam exigir cobranças "absurdas" junto aos agentes para viabilizar operações garantidas por uma clearing.
"Não adianta querer criar uma bolsa agora --o mercado não está preparado, está num estágio de liquidez, de metodologia de precificação, que tem que evoluir até você poder implantar".
Além das operações com eletricidade, o BBCE pretende negociar também derivativos associados à energia, como de gás, biodiesel, biomassa e etanol.
"O horizonte não é só energia elétrica", disse Ratto.
Criada em 2012, a BBCE tem como sócias dezenas de comercializadoras, incluindo empresas das gigantes Enel e EDP.
A busca da BBCE por autorização para operar um mercado de derivativos de energia vem em momento em que o governo discute uma reforma regulatória no setor elétrico que envolveria a evolução rumo a um mercado com "bolsa de energia associada a uma clearing house", segundo documento do Ministério de Minas e Energia sobre os planos de modernização.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/bbce-preve-ter-ate-outubro-aval-para-operar-com-derivativos-de-energia-eletrica-23867080.html
sexta-feira, 9 de agosto de 2019
Governo determina estudos para abertura do mercado livre de eletricidade
Portaria do Ministério de Minas e Energia publicada nesta sexta-feira determina que deverão ser realizados estudos sobre medidas regulatórias necessárias para permitir a abertura do mercado livre para os consumidores com carga inferior a 500 kW, a partir de 1º de janeiro de 2024.
O mercado livre de eletricidade, no qual clientes com maior demanda, como indústrias, podem negociar contratos de energia diretamente com geradores e comercializadoras, exige carga acima de 0,5 MW para adesão, mas o governo tem falado em eventualmente reduzir gradualmente esse limite, em meio a planos para uma reforma na regulamentação do setor.
Atualmente, empresas com carga entre 0,5 MW e 2,5 MW são autorizadas a operar no mercado livre como "consumidores especiais", o que obriga a compra de energia proveniente de fontes renováveis, mas esse limite deverá ser alterado gradualmente, segundo a proposta do governo.
O governo ainda abriu consulta, por 15 dias, para aprimoramento da proposta.
Segundo a mesma portaria, a partir de 1º de janeiro de 2021, os consumidores com carga igual ou superior a 1.500 kW, atendidos em qualquer tensão, poderão optar pela compra de energia elétrica a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional.
A partir de 1º de julho de 2021, os consumidores com carga igual ou superior a 1.000 kW também terão a mesma opção, assim como isso deverá ocorrer, a partir de 1º de janeiro de 2022, para consumidores com carga igual ou superior a 500 kW.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/governo-determina-estudos-para-abertura-do-mercado-livre-de-eletricidade-23865944.html
O mercado livre de eletricidade, no qual clientes com maior demanda, como indústrias, podem negociar contratos de energia diretamente com geradores e comercializadoras, exige carga acima de 0,5 MW para adesão, mas o governo tem falado em eventualmente reduzir gradualmente esse limite, em meio a planos para uma reforma na regulamentação do setor.
Atualmente, empresas com carga entre 0,5 MW e 2,5 MW são autorizadas a operar no mercado livre como "consumidores especiais", o que obriga a compra de energia proveniente de fontes renováveis, mas esse limite deverá ser alterado gradualmente, segundo a proposta do governo.
O governo ainda abriu consulta, por 15 dias, para aprimoramento da proposta.
Segundo a mesma portaria, a partir de 1º de janeiro de 2021, os consumidores com carga igual ou superior a 1.500 kW, atendidos em qualquer tensão, poderão optar pela compra de energia elétrica a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional.
A partir de 1º de julho de 2021, os consumidores com carga igual ou superior a 1.000 kW também terão a mesma opção, assim como isso deverá ocorrer, a partir de 1º de janeiro de 2022, para consumidores com carga igual ou superior a 500 kW.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/governo-determina-estudos-para-abertura-do-mercado-livre-de-eletricidade-23865944.html
quinta-feira, 8 de agosto de 2019
Siemens analisa 26 projetos termelétricos no Brasil
Com a incipiente abertura do mercado do gás natural proposta pelo governo federal, a Siemens tem buscado se movimentar para acompanhar as mudanças e avaliar novas oportunidades dentro do segmento. Em reunião com jornalistas na manhã desta quarta-feira, 7 de agosto, o CEO da multinacional no Brasil, André Clark, confirmou que a empresa irá investir diretamente em projetos termelétricos, a exemplo do Porto de Açu, informando que hoje há 26 iniciativas do tipo sendo analisadas pela companhia em todo país. “A atual disseminação da estrutura do gás traz diversas possibilidades. Há muita coisa sendo feita aqui e nas fronteiras”, comentou.
Segundo o executivo, os projetos envolvem usinas de termogeração a gás natural de alta eficiência, utilizando GNL ou gás explorado do pré-sal. “Só com esses empreendimentos as emissões de carbono podem cair de 5% a 6%”, prevê, afirmando que os ativos podem sair do papel num prazo de dois a quatro anos, com a indução também da formação de leilões térmicos a gás por diversas regiões no país.
Em sua fala, Clark chamou a atenção para a quantidade de discussões que está tendo com os representantes do governo federal e do MME sobre a questão da descarbonização no Brasil, afirmando que as autoridades estão tratando o tema com grande importância, estabelecendo metas. “Só a nossa meta de redução é a produção da França e da Alemanha juntas”, afirma.
Ele conta que após uma conversa que teve com representantes do governo ontem, ficou definido um plano para substituir 5 GW atuais da produção de térmicas a diesel para 19 GW em UTEs de grande porte e movidas a gás natural, isso para os próximos dez anos. “O diesel é muito sujo do ponto de vista climático, ambiental e econômico”, citando o preço da energia da fonte, que estava a R$ 1000 o MWh, enquanto os leilões das renováveis ofertavam abaixo de R$ 100.
Outro ponto levantado para o escopo do planejamento foi a segurança em se ter mais GW que podem ser utilizados para demanda latente, com energia despachável de base, fator importante para um cenário em que a demanda por energia é crescente. “Está posta como política pública, até para gerar emprego”, completou.
Sobre o Complexo do Porto do Açu, o CEO afirmou que a planta significa a tendência de modelo de investimento da empresa para o setor, num caso inovador de parceria com a petroleira BP e a Prumo Logística, dona do terreno em que os ativos estão sendo implementados. “O mais interessante é que o projeto está situado entre dois megadutos de gás que acabaram de ser privatizados, podendo configurar um hub para distribuição do combustível no país”, comenta.
Ministérios correlatos e prioridades
Perguntado sobre a avaliação do governo federal até aqui, no que tange os interesses da Siemens, o presidente afirmou que a interação com a chamada “agenda econômica expandida”, formado pelos blocos dos Ministérios da Economia, Minas e Energia, Infraestrutura, PPI, Agricultura e Ciência e Tecnologia, é muito boa e está avançando positivamente, num movimento com características que impressionaram o executivo, como o fato de nas seis pastas citadas nenhuma ser comandada por político, e sim por um profissional técnico.
“Em 20 anos de infraestrutura nunca vi isso antes. Corremos o risco de dar muito certo”, assinala, afirmando que essa forma de atuação do atual governo gera ruídos no Congresso porque é um outro jeito de gerir o estado e tem suas consequências. Além dos ministérios estarem se comunicando, “completamente correlatos e com um diálogo impressionante”, Clark saúda a escolha de trazer ex-militares, que se aposentaram ou estão na reserva, para ajudar na transformação do estado, aplicando técnicas de gestão a projetos e a todos processos básicos e gerenciais. “São pessoas que possuem formação acadêmica de excepcional qualidade, em diversas áreas. É um alento enorme”, comemora.
Sobre a reforma pela qual o setor elétrico deve passar, Clark disse que o assunto está sendo discutido e em certo ponto pressionado, mas que o governo está priorizando atualmente outras decisões mais emergenciais, como a votação da reforma da previdência e tributária, para depois discutir o marco do setor elétrico. “É uma questão importante mas há outras coisas urgentes no caminho. É a quarta ou quinta prioridade para o congresso”, avaliou.
Para ele, mais importante do que a série de correções a serem feitas para proteger os modelos de negócios das distribuidoras e outros casos, é a criação de novos mercados que o marco pode oferecer, com a tarifa horária e com o advento da geração distribuída, onde novos elementos na cadeia de valor brasileira serão impostos, “o que é fundamental pois afeta diversos áreas, inclusive na geração de empregos.” E é claro que irá movimentar os negócios da multinacional, que possui expertise e um portfólio de soluções tecnológicas que prometem dar conta do futuro do setor elétrico, da chamada transição energética.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53107812/siemens-analisa-26-projetos-termeletricos-no-brasil
Segundo o executivo, os projetos envolvem usinas de termogeração a gás natural de alta eficiência, utilizando GNL ou gás explorado do pré-sal. “Só com esses empreendimentos as emissões de carbono podem cair de 5% a 6%”, prevê, afirmando que os ativos podem sair do papel num prazo de dois a quatro anos, com a indução também da formação de leilões térmicos a gás por diversas regiões no país.
Em sua fala, Clark chamou a atenção para a quantidade de discussões que está tendo com os representantes do governo federal e do MME sobre a questão da descarbonização no Brasil, afirmando que as autoridades estão tratando o tema com grande importância, estabelecendo metas. “Só a nossa meta de redução é a produção da França e da Alemanha juntas”, afirma.
Ele conta que após uma conversa que teve com representantes do governo ontem, ficou definido um plano para substituir 5 GW atuais da produção de térmicas a diesel para 19 GW em UTEs de grande porte e movidas a gás natural, isso para os próximos dez anos. “O diesel é muito sujo do ponto de vista climático, ambiental e econômico”, citando o preço da energia da fonte, que estava a R$ 1000 o MWh, enquanto os leilões das renováveis ofertavam abaixo de R$ 100.
Outro ponto levantado para o escopo do planejamento foi a segurança em se ter mais GW que podem ser utilizados para demanda latente, com energia despachável de base, fator importante para um cenário em que a demanda por energia é crescente. “Está posta como política pública, até para gerar emprego”, completou.
Sobre o Complexo do Porto do Açu, o CEO afirmou que a planta significa a tendência de modelo de investimento da empresa para o setor, num caso inovador de parceria com a petroleira BP e a Prumo Logística, dona do terreno em que os ativos estão sendo implementados. “O mais interessante é que o projeto está situado entre dois megadutos de gás que acabaram de ser privatizados, podendo configurar um hub para distribuição do combustível no país”, comenta.
Ministérios correlatos e prioridades
Perguntado sobre a avaliação do governo federal até aqui, no que tange os interesses da Siemens, o presidente afirmou que a interação com a chamada “agenda econômica expandida”, formado pelos blocos dos Ministérios da Economia, Minas e Energia, Infraestrutura, PPI, Agricultura e Ciência e Tecnologia, é muito boa e está avançando positivamente, num movimento com características que impressionaram o executivo, como o fato de nas seis pastas citadas nenhuma ser comandada por político, e sim por um profissional técnico.
“Em 20 anos de infraestrutura nunca vi isso antes. Corremos o risco de dar muito certo”, assinala, afirmando que essa forma de atuação do atual governo gera ruídos no Congresso porque é um outro jeito de gerir o estado e tem suas consequências. Além dos ministérios estarem se comunicando, “completamente correlatos e com um diálogo impressionante”, Clark saúda a escolha de trazer ex-militares, que se aposentaram ou estão na reserva, para ajudar na transformação do estado, aplicando técnicas de gestão a projetos e a todos processos básicos e gerenciais. “São pessoas que possuem formação acadêmica de excepcional qualidade, em diversas áreas. É um alento enorme”, comemora.
Sobre a reforma pela qual o setor elétrico deve passar, Clark disse que o assunto está sendo discutido e em certo ponto pressionado, mas que o governo está priorizando atualmente outras decisões mais emergenciais, como a votação da reforma da previdência e tributária, para depois discutir o marco do setor elétrico. “É uma questão importante mas há outras coisas urgentes no caminho. É a quarta ou quinta prioridade para o congresso”, avaliou.
Para ele, mais importante do que a série de correções a serem feitas para proteger os modelos de negócios das distribuidoras e outros casos, é a criação de novos mercados que o marco pode oferecer, com a tarifa horária e com o advento da geração distribuída, onde novos elementos na cadeia de valor brasileira serão impostos, “o que é fundamental pois afeta diversos áreas, inclusive na geração de empregos.” E é claro que irá movimentar os negócios da multinacional, que possui expertise e um portfólio de soluções tecnológicas que prometem dar conta do futuro do setor elétrico, da chamada transição energética.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53107812/siemens-analisa-26-projetos-termeletricos-no-brasil
quarta-feira, 7 de agosto de 2019
Energia limpa deve ser 40% do mix total até 2040 para cumprir metas de aquecimento global
O relatório Energy Transition Outlook, produzido pela Wood Mackenzie, alerta que para que se cumpra a meta de aumento de 2º C do acordo de Paris a energia zero-carbono precisará responder por 40% do mix energético total até 2040, em comparação com apenas 15% previstos no relatório. Na atual taxa de progresso, a análise de Wood Mackenzie indica que o mundo está em uma trajetória de aquecimento de 3ºC. De acordo com David Brown, diretor de mercados e transições das Américas, a energia de carbono zero contribuiu com apenas 10% para a demanda global no ano passado. Destes, 8% foram fornecidos por usinas nucleares e hidrelétricas, e 2% por usinas solares e eólicas. Ele destaca os esforços do Reino Unido, mas lembra que outros grandes mercados densos de energia fizeram pouco ou nenhum progresso.
Para o diretor de mercado Prakash Sharma, é necessário que muito mais precisa ser feito em torno da política de zero carbono, investimento e design de mercado para um mundo 2C se firmar. Segundo ele, este é o desafio de escalabilidade que se vê. Brown diz ainda que os mercados mais desenvolvidos estão em vias de atingir apenas 50% de energias renováveis até 2040. Várias restrições significam que os mercados precisam recorrer a usinas de gás ou carvão para atender à demanda.
O diretor Sharma disse que 25% das emissões vêm do setor de transporte rodoviário. Os veículos elétricos representam apenas 2% das vendas atuais de veículos leves e, embora levará tempo, a Wood Mackenzie espera que a participação dos VEs no mercado se expanda rapidamente nas próximas duas décadas.
O relatório crê que a precificação de carbono, investimentos em captura e armazenamento de carbono e tecnologias de hidrogênio baseadas em renováveis são três medidas concretas necessárias para intensificar os esforços em direção a um caminho 2C.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53107679/energia-limpa-deve-ser-40-do-mix-total-ate-2040-para-cumprir-metas-de-aquecimento-global
Para o diretor de mercado Prakash Sharma, é necessário que muito mais precisa ser feito em torno da política de zero carbono, investimento e design de mercado para um mundo 2C se firmar. Segundo ele, este é o desafio de escalabilidade que se vê. Brown diz ainda que os mercados mais desenvolvidos estão em vias de atingir apenas 50% de energias renováveis até 2040. Várias restrições significam que os mercados precisam recorrer a usinas de gás ou carvão para atender à demanda.
O diretor Sharma disse que 25% das emissões vêm do setor de transporte rodoviário. Os veículos elétricos representam apenas 2% das vendas atuais de veículos leves e, embora levará tempo, a Wood Mackenzie espera que a participação dos VEs no mercado se expanda rapidamente nas próximas duas décadas.
O relatório crê que a precificação de carbono, investimentos em captura e armazenamento de carbono e tecnologias de hidrogênio baseadas em renováveis são três medidas concretas necessárias para intensificar os esforços em direção a um caminho 2C.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53107679/energia-limpa-deve-ser-40-do-mix-total-ate-2040-para-cumprir-metas-de-aquecimento-global
terça-feira, 6 de agosto de 2019
Liquidação do mercado de curto prazo movimenta R$ 566 milhões
A liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo referente às operações de junho movimentou R$ 566 milhões. Esse valor representa apenas 6,9% dos R$ 8,23 bilhões contabilizados. Do valor não pago, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, R$ 7,31 bilhões estão relacionados com liminares de GSF no mercado livre e R$ 350 milhões representam outros valores em aberto da liquidação.
De acordo com comunicado da CCEE, os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência oriunda de liminares do GSF perceberam adimplência próxima de 96%. Os agentes amparados por decisões que determinam a incidência regular das normas perceberam adimplência de 4%. Após a operacionalização dessas decisões judiciais, os credores que não possuem liminares relacionadas ao rateio da inadimplência perceberam adimplência próxima de 2%. A operação envolveu 7.971 agentes, sendo 1.097 devedores e 6.874 credores.
Já a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (Conta Bandeiras) movimentou R$ 114.273.480,26. A operação considerou o pagamento de 80 distribuidoras e permissionárias devedoras na Conta no valor de R$ 75.220.450,88, o pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 39.010.846,42, aportados por 24 agentes geradores, e o saldo relacionado a pagamentos de inadimplências de competências de períodos anteriores no valor de R$ 42.182,96. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 20 distribuidoras credoras.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53107666/liquidacao-do-mercado-de-curto-prazo-movimenta-r-566-milhoes
De acordo com comunicado da CCEE, os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência oriunda de liminares do GSF perceberam adimplência próxima de 96%. Os agentes amparados por decisões que determinam a incidência regular das normas perceberam adimplência de 4%. Após a operacionalização dessas decisões judiciais, os credores que não possuem liminares relacionadas ao rateio da inadimplência perceberam adimplência próxima de 2%. A operação envolveu 7.971 agentes, sendo 1.097 devedores e 6.874 credores.
Já a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (Conta Bandeiras) movimentou R$ 114.273.480,26. A operação considerou o pagamento de 80 distribuidoras e permissionárias devedoras na Conta no valor de R$ 75.220.450,88, o pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 39.010.846,42, aportados por 24 agentes geradores, e o saldo relacionado a pagamentos de inadimplências de competências de períodos anteriores no valor de R$ 42.182,96. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 20 distribuidoras credoras.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53107666/liquidacao-do-mercado-de-curto-prazo-movimenta-r-566-milhoes
sexta-feira, 2 de agosto de 2019
BNEF: expansão do setor será liderada pela solar e eólica até 2050
O cenário para os próximos 30 anos no setor elétrico brasileiro é de atração de investimentos que elevarão a matriz elétrica nacional em 222 GW. Essa é uma das conclusões apresentadas pela BloombergNEF em sua versão 2019 do relatório New Energy Outlook. O país deverá passar de 159 GW de capacidade instalada para 325 GW em 2050. A perspectiva é de que o país demande investimentos da ordem de US$ 155 bilhões nesse período, segundo as projeções da empresa. Se considerar a inclusão de baterias o investimento pode ter um acréscimo de mais US$ 13,7 bilhões, basicamente em dispositivos de pequeno porte para geração distribuída.
O grande destaque que o relatório específico sobre o Brasil traz é que a expansão da matriz deverá se dar de forma mais expressiva por meio da solar fotovoltaica tanto em grande escala mas, principalmente, pela geração distribuída. Ao final do período analisado o país poderá alcançar volumes instalados de 70 GW em GD, 54 GW em solar centralizada além de outros 42 GW em energia eólica. Ao mesmo tempo deverá ser registrado um descomissionamento de 55 GW em usinas nas próximas três décadas.
De acordo com a analista da BloombergNEF, Luiza Demôro, essas estimativas consideram dados sem a influência de qualquer política pública ou incentivo a partir da metade da próxima década em termos de expansão da capacidade mais barata e com sentido econômico. “O cenário é de que em 2050 o Brasil tenha cerca de 50% de sua matriz elétrica total baseado em fontes intermitentes e isso só será possível por conta do papel das usinas hidrelétricas que podem atribuir maior flexibilidade”, apontou a executiva em apresentação a clientes nesta quinta-feira, 1º de agosto.
A expansão nos próximos 30 anos, continuou a executiva, está baseada nas fontes eólica e solar. A primeira manterá a liderança no volume adicionado até o início da década de 2030. Após esse período o crescimento estará baseado na solar que será a líder no crescimento da matriz elétrica nacional. Isso daria uma média de expansão na casa de 1,6 GW em média no horizonte analisado.
“A matriz brasileira caminha para chegar em 2050 composta por 98% de fontes renováveis”, Luiza Demôro, da BloombergNEF.
Apesar das previsões de redução da presença da fonte hidrelétrica na matriz nacional, a fonte hídrica terá um papel fundamental para apoiar o parque de geração nacional. Hoje a fonte representa cerca de 68% da capacidade de geração e a tendência nos próximos anos é de desaceleração da implantação ao passo que passará a representar apenas um terço da geração brasileira. Na curva de geração projetada em 2050 a fonte deverá ser utilizada para segurar o sistema quando a solar não estiver disponível, ou seja, prioritariamente no período noturno, enquanto a solar será a responsável pelo grande volume de energia injetada ao longo do dia.
“A matriz brasileira caminha para chegar em 2050 composta por 98% de fontes renováveis”, apontou a analista. “A complementaridade entre a eólica e a hídrica mostra que a adição de fontes intermitentes é possível nos próximos anos”, disse.
Inflexão
Segundo a BNEF, há dois pontos de inflexão no relatório que apontam atualmente a eólica como fonte de geração mais barata do que a geração a gás natural no Brasil. E esse é um fenômeno classificado como interessante, pois aqui é que se obteve esse resultado ao comparar o LCOE da fonte dentro dos países que fazem parte do relatório. “Nos outros países esse ponto de inflexão está na fonte solar” resumiu James Ellis, chefe de pesquisa da BNEF para a América Latina, lembrando que a eficiência dessa fonte no Brasil é um ponto fora da curva da normalidade por estar acima de qualquer outro local do mundo.
Segundo a BNEF, há dois pontos de inflexão no relatório que apontam atualmente a eólica como fonte de geração mais barata do que a geração a gás natural no Brasil. E esse é um fenômeno classificado como interessante, pois aqui é que se obteve esse resultado ao comparar o LCOE da fonte dentro dos países que fazem parte do relatório. “Nos outros países esse ponto de inflexão está na fonte solar” resumiu James Ellis, chefe de pesquisa da BNEF para a América Latina, lembrando que a eficiência dessa fonte no Brasil é um ponto fora da curva da normalidade por estar acima de qualquer outro local do mundo.
Luiza Demôro acrescentou ainda que essa linha de transição de custo entre a solar e o gás natural também vai chegar, mas isso deverá ser verificado apenas no início da década de 2030. Até por isso a previsão da BNEF de que a fonte solar deverá acelerar seu desenvolvimento apenas daqui a 11 anos.
Nesse sentido o papel do consumidor também será relevante em termos de investimentos em sistemas de geração distribuída. Tanto que a projeção é de que o país seja o segundo mercado global em termos de participação da geração descentralizada em todo o mundo. Essa estimativa tem como base a expectativa de aportes em GD mais elevados do que em geração solar centralizada, como apontado anteriormente pela BNEF. Em 2050, o Brasil deverá ficar atrás apenas do Japão em termos de participação dessa forma de geração.
Na avaliação da analista, nem mesmo a perspectiva de introdução do programa federal Novo Mercado de Gás, anunciado recentemente pelo governo federal, seja capaz de mudar esse ponto de inflexão de custos. Demôro avalia que esse mercado pode demorar para ser implementado no país. Para ela, a diferença das curvas de custo estão se distanciando rapidamente em decorrência da tendência mundial de redução de preços das renováveis.
Para ela, quando o preço do gás realmente cair a um nível esperado pelo governo a curva de custo já estará em um nível afastado e que não permitirá mudança nesse ponto. A não ser que a mudança seja rápida, poderíamos ver a extensão do gás ainda competitivo para a geração por um curto espaço de tempo, mas que no longo prazo a tendência é das renováveis não poderem ser enfrentadas.
A versão 2019 do New Energy Outlook apontou que reduções significativas nos custos de tecnologias de energia eólica, solar e baterias resultarão em uma rede alimentada quase pela metade pelas duas fontes de energia renovável com maior crescimento até 2050 em todo o mundo.
A demanda de eletricidade deve aumentar 62%, resultando em um aumento de quase o triplo da capacidade de geração global entre 2018 e 2050. Isto irá atrair US$13,3 trilhões em novos investimentos, dos quais US$5,3 trilhões serão direcionados para plantas eólicas e US$4,2 trilhões para plantas solares. Além dos gastos com novas usinas geradoras, US$840 bilhões serão investidos em baterias e US$ 11,4 trilhões para expansão da rede elétrica.
quinta-feira, 1 de agosto de 2019
Investimentos globais em armazenameto devem somar US$ 660 bi até 2040
Os investimentos em instalações de sistemas de armazenamento de energia em todo o mundo deverão crescer exponencialmente de um volume entre 9 GWh a 17 GWh para algo entre 1,1 a 2,8 TWh até 2040. A previsão consta do mais recente estudo realizado pela BloombergNEF (BNEF), divulgado nesta quarta-feira, 31 de julho. O valor do investimento poderá alcançar US$ 662 bilhões e será possível em decorrência da acentuada queda dos custos das baterias de íon-lítio. No período de 2010 a 2018 a redução foi de 85%.
O estudo, intitulado Energy Storage Outlook 2019, projeta uma redução adicional de 50% do custo da bateria por quilowatt-hora em 2030 quando a demanda crescer em dois mercados diferentes: armazenamento estacionário e veículos elétricos. O relatório continua a modelar o impacto disso em um sistema global de eletricidade cada vez mais penetrado por energia eólica e solar de baixo custo.
A análise da BNEF sugere que baterias mais baratas podem ser usadas cada vez mais em diferentes aplicações. Entre estas estão o deslocamento de energia quando há muita eólica e solar no sistema e que podem causar pico no sistema bem como para clientes que querem comprar a energia em horário mais barato para despachar em outro período.
De acordo com o chefe para o segmento de armazenamento de energia da BNEF, Logan Goldie-Scot, no curto prazo, a combinação entre renováveis e baterias, especialmente a solar, se transformará no maior direcionador para o uso desses dispositivos. Para o analista está é uma nova era de renováveis despacháveis, baseada em novas estruturas de contrato entre o desenvolvedor e o sistema elétrico.
Apenas 10 países estão em vias de representar quase três quartos do mercado global em termos de GW, de acordo com a previsão da BNEF. A Coréia do Sul é o principal mercado em 2019, mas em breve cederá essa posição, com a China e os EUA à frente até 2040. Os demais mercados importantes incluem Índia, Alemanha, América Latina, Sudeste Asiático, França, Austrália e Reino Unido.
Segundo a BNEF, há uma transição fundamental no desenvolvimento do sistema de energia e setor de transporte. Os custos de vento, solar e bateria decrescentes significam que a energia eólica e solar serão responsáveis por quase 40% da eletricidade mundial em 2040, ante cerca de 7% atuais. Enquanto isso, os veículos elétricos de passageiros podem se tornar um terço da frota mundial de veículos de passageiros até 2040, contra menos de 0,5%, acrescentando grande escala ao setor de fabricação de baterias. Além disso, a demanda por armazenamento aumentará para equilibrar a maior proporção de geração variável e renovável no sistema elétrico. As baterias serão cada vez mais escolhidas para gerenciar esse mix dinâmico de oferta e demanda.
A demanda total por baterias dos setores de armazenamento estacionário e transporte elétrico está prevista para ser 4,6 TWh em 2040, proporcionando uma grande oportunidade para fabricantes de baterias e mineradoras de metais componentes, como lítio, cobalto e níquel.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53107023/investimentos-globais-em-armazenameto-devem-somar-us-660-bi-ate-2040
O estudo, intitulado Energy Storage Outlook 2019, projeta uma redução adicional de 50% do custo da bateria por quilowatt-hora em 2030 quando a demanda crescer em dois mercados diferentes: armazenamento estacionário e veículos elétricos. O relatório continua a modelar o impacto disso em um sistema global de eletricidade cada vez mais penetrado por energia eólica e solar de baixo custo.
A análise da BNEF sugere que baterias mais baratas podem ser usadas cada vez mais em diferentes aplicações. Entre estas estão o deslocamento de energia quando há muita eólica e solar no sistema e que podem causar pico no sistema bem como para clientes que querem comprar a energia em horário mais barato para despachar em outro período.
De acordo com o chefe para o segmento de armazenamento de energia da BNEF, Logan Goldie-Scot, no curto prazo, a combinação entre renováveis e baterias, especialmente a solar, se transformará no maior direcionador para o uso desses dispositivos. Para o analista está é uma nova era de renováveis despacháveis, baseada em novas estruturas de contrato entre o desenvolvedor e o sistema elétrico.
Apenas 10 países estão em vias de representar quase três quartos do mercado global em termos de GW, de acordo com a previsão da BNEF. A Coréia do Sul é o principal mercado em 2019, mas em breve cederá essa posição, com a China e os EUA à frente até 2040. Os demais mercados importantes incluem Índia, Alemanha, América Latina, Sudeste Asiático, França, Austrália e Reino Unido.
Segundo a BNEF, há uma transição fundamental no desenvolvimento do sistema de energia e setor de transporte. Os custos de vento, solar e bateria decrescentes significam que a energia eólica e solar serão responsáveis por quase 40% da eletricidade mundial em 2040, ante cerca de 7% atuais. Enquanto isso, os veículos elétricos de passageiros podem se tornar um terço da frota mundial de veículos de passageiros até 2040, contra menos de 0,5%, acrescentando grande escala ao setor de fabricação de baterias. Além disso, a demanda por armazenamento aumentará para equilibrar a maior proporção de geração variável e renovável no sistema elétrico. As baterias serão cada vez mais escolhidas para gerenciar esse mix dinâmico de oferta e demanda.
A demanda total por baterias dos setores de armazenamento estacionário e transporte elétrico está prevista para ser 4,6 TWh em 2040, proporcionando uma grande oportunidade para fabricantes de baterias e mineradoras de metais componentes, como lítio, cobalto e níquel.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53107023/investimentos-globais-em-armazenameto-devem-somar-us-660-bi-ate-2040
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