Buscando alternativas futuras para o equilíbrio entre flexibilidade e segurança na matriz energética, o governo brasileiro anunciou que irá retomar os estudos de inventário das hidrelétricas de médio porte localizadas nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, onde há um potencial de 15 GW para a fonte, informou o Secretário de Planejamento de Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Reive Barros.
De acordo com o Secretário, a questão é uma das prioridades no momento para a pasta, que deve colocar as quatro UHEs recentemente incluídas no Programa de Parcerias e Investimentos (PPI) no próximo leilão de geração. “O que queremos enfatizar e que deverá refletir no próximo PDE é retomar os estudos de inventário desses empreendimentos, importantíssimos por estarem próximos aos centros de consumo, sem a necessidade de investimentos maiores em transmissão, além de menos impactos ao meio ambiente e a populações locais, como acontecem com as grandes usinas”, explica.
Em contrapartida, Reive também afirmou não ser possível abrir mão das grandes usinas no futuro, como a exemplo de Tapajós. “Se você tem UHEs de custo menor e com menos impactos, é essas que serão sairão do papel primeiro”, pondera, afirmando que o projeto da usina de Tapajós será estudado mais a frente e não para os próximos anos. “Ainda vamos analisar essa questão e os condicionantes ambientais que impediram a obra. A ideia é que seja uma usina plataforma, o que poderá ser reavaliado”.
Novo mercado de gás ainda não impactará Leilão A-6
Na avaliação de Barros, a expectativa para o próximo leilão A-6, marcado para 18 de outubro, é positiva, visto a oferta de geração ser muito grande, o que promoverá uma competição com preços menores, onde no final o consumidor será beneficiado.
Sobre a precificação do gás para o certame a partir da perspectiva de expansão proposta pela abertura de mercado do governo, que deve impactar na baixa do valor de mercado, Reive salientou que existe uma oferta do insumo muito grande em todo mundo, com alguns fornecedores estrangeiros e também aqui no país.
“O preço que está sendo ofertado hoje no mercado internacional é muito competitivo e isso está sendo considerado nesse certame”, afirma, reiterando que o leilão não será impactado ainda por essa expansão do novo mercado de gás no país. “O trabalho está sendo feito com a disponibilidade que se tem hoje a nível mundial e um pouco aqui no Brasil”, completa.
Segundo ele os investidores estrangeiros trabalham mais ou menos com uma ordem de grandeza para o nível de competição que irão encontrar aqui, por isso é preciso preços mais competitivos. Ele chama atenção também para alguns projetos que são ampliações, estes ainda mais interessantes pois já possuem uma base construída.
Já quanto ao A-4, marcado para o ano que vem, o Secretário afirmou que o Ministério está no momento compilando e analisando as contribuições da consulta pública feita em julho, para depois publicar as diretrizes e sistemáticas. “A previsão é que isso saia agora em outubro”, disse.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53113465/mme-vai-retomar-estudos-de-inventario-de-hidreletricas-no-seco
segunda-feira, 30 de setembro de 2019
sexta-feira, 27 de setembro de 2019
Governo planeja construir seis usinas nucleares até 2050
O Programa Nuclear Brasileiro, que desde a posse do governo Bolsonaro tem sido retomado e incentivado, prevê a construção de seis novas centrais nucleares para o país até 2050, informou o Secretário de Planejamento de Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Reive Barros, presente nessa quinta-feira, 26 de setembro, no 2º Seminário sobre o Futuro do Setor Elétrico Brasileiro, promovido pela Fundação Coge, no Rio de Janeiro.
A iniciativa prevê a implementação de seis reatores de 1 GW, o que, juntamente com a conclusão de Angra 3, ainda prevista para 2026, poderá elevar a potência instalada da fonte no país em 7,3 GW, chegando a 9,3 GW no total, contando com Angra 1 e 2. “Estamos aguardando o PNE 2050. A ideia é terminar Angra 3 e dar intervalo de pelo menos quatro anos para entrar essas outras usinas, que poderiam iniciar a construção em 2030, com participação de recursos do setor privado”, explicou o Secretário do MME, revelando que o projeto deverá angariar 30 bilhões de dólares em investimentos.
Reive afirmou também que o modelo a ser adotado para financiamento das centrais deverá seguir a referência que será definida junto ao Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico (BNDES) para conclusão de Angra 3, onde diversas alternativas já foram estudadas, todas apresentando vantagens e desvantagens. “A própria Eletrobras fez consulta ao mercado para potenciais investidores e cada um disse como seria melhor para construir a usina, o que tem que acontecer ainda neste ano. Primeiro definimos o preço, o modelo e agora a competição”, pontua.
Sobre a localização e disposição dos novos empreendimentos, ele afirmou que a questão ainda não está definida, apenas que será entre as regiões Nordeste e Sudeste, podendo ou não serem concentradas na mesma localidade. “O ideal é que sejam pelo menos dois reatores no mesmo local, por questão de rentabilidade”, comentou. Ainda sobre Angra 3, o Secretário salientou que o processo de licitação para começar a obra acontecerá em meados do ano que vem, com boas perspectivas de competitividade no mercado internacional.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53113394/governo-planeja-construir-seis-usinas-nucleares-ate-2050
A iniciativa prevê a implementação de seis reatores de 1 GW, o que, juntamente com a conclusão de Angra 3, ainda prevista para 2026, poderá elevar a potência instalada da fonte no país em 7,3 GW, chegando a 9,3 GW no total, contando com Angra 1 e 2. “Estamos aguardando o PNE 2050. A ideia é terminar Angra 3 e dar intervalo de pelo menos quatro anos para entrar essas outras usinas, que poderiam iniciar a construção em 2030, com participação de recursos do setor privado”, explicou o Secretário do MME, revelando que o projeto deverá angariar 30 bilhões de dólares em investimentos.
Reive afirmou também que o modelo a ser adotado para financiamento das centrais deverá seguir a referência que será definida junto ao Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico (BNDES) para conclusão de Angra 3, onde diversas alternativas já foram estudadas, todas apresentando vantagens e desvantagens. “A própria Eletrobras fez consulta ao mercado para potenciais investidores e cada um disse como seria melhor para construir a usina, o que tem que acontecer ainda neste ano. Primeiro definimos o preço, o modelo e agora a competição”, pontua.
Sobre a localização e disposição dos novos empreendimentos, ele afirmou que a questão ainda não está definida, apenas que será entre as regiões Nordeste e Sudeste, podendo ou não serem concentradas na mesma localidade. “O ideal é que sejam pelo menos dois reatores no mesmo local, por questão de rentabilidade”, comentou. Ainda sobre Angra 3, o Secretário salientou que o processo de licitação para começar a obra acontecerá em meados do ano que vem, com boas perspectivas de competitividade no mercado internacional.
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quinta-feira, 26 de setembro de 2019
PLD médio sobe para R$ 231,12/MWh em todos os submercados
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para a quarta semana de setembro (21 a 27 de setembro de 2019), o preço médio em todos os submercados foram fixados em R$ 231,12/MWh, elevação de 2% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul e de 4%, nos submercados Nordeste e Norte.
A principal responsável pela elevação do valor do PLD foi a verificação e estimativa de afluências abaixo da média, aliada com a verificação de níveis de armazenamento inferiores ao esperado na semana anterior.
Para setembro de 2019, espera-se que as afluências fechem em torno de 54% da Média de Longo Termo – MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados. Na região Sudeste, a expectativa é de 69%; no Sul é de 30%; no Nordeste, 42% e, na região Norte, 68% da MLT.
A carga prevista para a próxima semana do SIN é em torno de 505 MWmédios mais baixa que a previsão anterior, com reduções para o Sudeste/Centro-Oeste (-815 MWmédios) e Sul (-300 MWmédios). No Nordeste (+600 MWmédios) e Norte (+10 MWmédios) tiveram aumento de carga.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.225 MWmédios abaixo do esperado, com níveis mais baixos no Sudeste/Centro-Oeste (-1.430 MWmédios) e mais altos (+ 205 MWmédios) no Nordeste em relação a previsão da semana passada.
O fator de ajuste do MRE para o mês de setembro de 2019 passou de 56,1% para 55,5%.
O ESS previsto para setembro está em R$ 9 milhões, sendo em sua totalidade referente às restrições operativa. A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_650453&_afrLoop=869601984824027&_adf.ctrl-state=10ske8znmg_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_650453%26_afrLoop%3D869601984824027%26_adf.ctrl-state%3D10ske8znmg_50
A principal responsável pela elevação do valor do PLD foi a verificação e estimativa de afluências abaixo da média, aliada com a verificação de níveis de armazenamento inferiores ao esperado na semana anterior.
Para setembro de 2019, espera-se que as afluências fechem em torno de 54% da Média de Longo Termo – MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados. Na região Sudeste, a expectativa é de 69%; no Sul é de 30%; no Nordeste, 42% e, na região Norte, 68% da MLT.
A carga prevista para a próxima semana do SIN é em torno de 505 MWmédios mais baixa que a previsão anterior, com reduções para o Sudeste/Centro-Oeste (-815 MWmédios) e Sul (-300 MWmédios). No Nordeste (+600 MWmédios) e Norte (+10 MWmédios) tiveram aumento de carga.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.225 MWmédios abaixo do esperado, com níveis mais baixos no Sudeste/Centro-Oeste (-1.430 MWmédios) e mais altos (+ 205 MWmédios) no Nordeste em relação a previsão da semana passada.
O fator de ajuste do MRE para o mês de setembro de 2019 passou de 56,1% para 55,5%.
O ESS previsto para setembro está em R$ 9 milhões, sendo em sua totalidade referente às restrições operativa. A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_650453&_afrLoop=869601984824027&_adf.ctrl-state=10ske8znmg_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_650453%26_afrLoop%3D869601984824027%26_adf.ctrl-state%3D10ske8znmg_50
quarta-feira, 25 de setembro de 2019
Geradores defendem na Câmara abertura coordenada e gradual do mercado
Em audiência pública na comissão especial da Câmara que discute o Código Brasileiro de Energia Elétrica, dirigentes de associações do setor bateram mais uma vez na tecla da necessidade de mudanças no modelo atual e se disseram favoráveis à abertura de mercado, desde que coordenada com outras medidas de reestruturação. Outro ponto do debate foi o fim dos subsídios, que alguns apoiam e outros não. Esse tipo de ponderação tem sido recorrente tanto nos debates promovidos pelo governo quanto no Congresso Nacional.
O tema da audiência desta terça-feira, 24 de setembro, eram os desafios da geração de energia elétrica. O presidente Executivo da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, Charles Lenzi, defendeu ajustes no modelo comercial e uma modernização concatenada do setor. Lenzi admitiu que vê a abertura de mercado com alguma preocupação e disse que a redução dos limites de acesso de consumidores ao ambiente livre deve ser casado com outras mudanças, para não afetar as conquistas que os geradores tiveram com os leilões de expansão da oferta de energia. “[A abertura] é uma tendência mundial, mas não é, por si só, a solução de todos os problemas. Temos que ter um série de requisitos prévios”, disse o executivo. “Hoje se discute a abertura do mercado livre sem discutir atributos da fontes de geração. É necessário que isso seja concatenado”.
O presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, Guilherme Velho, também reforçou a importância de calibrar as medidas na transição para o novo modelo. Ele lembrou que a abertura de mercado é uma tendência mundial, mas ressaltou a importância da sustentabilidade da expansão em um ambiente liberalizado, onde o consumidor terá liberdade de escolha do fornecedor e a possibilidade de ter contratos ajustados ao seu perfil de consumo.
“Quem promove a contratação de longo prazo hoje no Brasil são as distribuidoras”, destacou o executivo. Ele argumentou que com a migração de parte dos consumidores cativos para o mercado livre, o segmento de distribuição não conseguirá sozinho garantir a expansão da oferta para o sistema e, por isso, o novo modelo passa pela contratação separada de lastro e energia. Guilherme Velho elogiou ainda os ganhos do modelo atual de contratação em leilões e disse que esse sistema deve ser mantido para atender a parcela remanescente de consumidores que continuarão no mercado cativo.
Para o presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica, Flávio Neiva, é preciso definir a velocidade da abertura. Neiva listou entre os problemas do setor elétrico a dificuldade de expandir a oferta de energia hidrotérmica, a falta de integração das fontes alternativas, penalidades excessivas, complexidade de regras e carga tributária elevada.
“Temos que fazer o mapeamento do potencial das fontes primárias de geração”, disse o presidente da Abrage. As usinas controláveis respondem hoje por 78% da matriz elétrica, mas em 2027, responderão por 66%, alertou.
O diretor da Associação Brasileira de Energia Eólica, Sandro Yamamoto, falou sobre a evolução tecnológica do setor e lembrou que a energia eólica tem tido participação relevante nos investimento em geração no Brasil. Yamamoto também destacou a complementariedade com outras fontes de geração.
A representante da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica Stephanie Betz seguiu na linha de que o segmento é favorável à abertura do mercado, mas é importante que ela seja gradual e combinada com outras medidas. A técnica admitiu que o subsídio para a fonte é uma realidade, mas tem que retirado de maneira planejada e gradativa. “Tirar esse subsídio de forma abrupta seria um retrocesso.”
Para Stephanie qualquer simplificação do modelo é bem vinda. Ela acredita que na modernização do setor elétrico a geração distribuída é um grande conforto para o consumidor. Em relação à geração fotovoltaica centralizada, a recomendação da Absolar é de que haja a contratação contínua dos projetos da fonte em leilões.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53113144/geradores-defendem-na-camara-abertura-coordenada-e-gradual-do-mercado
O tema da audiência desta terça-feira, 24 de setembro, eram os desafios da geração de energia elétrica. O presidente Executivo da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, Charles Lenzi, defendeu ajustes no modelo comercial e uma modernização concatenada do setor. Lenzi admitiu que vê a abertura de mercado com alguma preocupação e disse que a redução dos limites de acesso de consumidores ao ambiente livre deve ser casado com outras mudanças, para não afetar as conquistas que os geradores tiveram com os leilões de expansão da oferta de energia. “[A abertura] é uma tendência mundial, mas não é, por si só, a solução de todos os problemas. Temos que ter um série de requisitos prévios”, disse o executivo. “Hoje se discute a abertura do mercado livre sem discutir atributos da fontes de geração. É necessário que isso seja concatenado”.
O presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, Guilherme Velho, também reforçou a importância de calibrar as medidas na transição para o novo modelo. Ele lembrou que a abertura de mercado é uma tendência mundial, mas ressaltou a importância da sustentabilidade da expansão em um ambiente liberalizado, onde o consumidor terá liberdade de escolha do fornecedor e a possibilidade de ter contratos ajustados ao seu perfil de consumo.
“Quem promove a contratação de longo prazo hoje no Brasil são as distribuidoras”, destacou o executivo. Ele argumentou que com a migração de parte dos consumidores cativos para o mercado livre, o segmento de distribuição não conseguirá sozinho garantir a expansão da oferta para o sistema e, por isso, o novo modelo passa pela contratação separada de lastro e energia. Guilherme Velho elogiou ainda os ganhos do modelo atual de contratação em leilões e disse que esse sistema deve ser mantido para atender a parcela remanescente de consumidores que continuarão no mercado cativo.
Para o presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica, Flávio Neiva, é preciso definir a velocidade da abertura. Neiva listou entre os problemas do setor elétrico a dificuldade de expandir a oferta de energia hidrotérmica, a falta de integração das fontes alternativas, penalidades excessivas, complexidade de regras e carga tributária elevada.
“Temos que fazer o mapeamento do potencial das fontes primárias de geração”, disse o presidente da Abrage. As usinas controláveis respondem hoje por 78% da matriz elétrica, mas em 2027, responderão por 66%, alertou.
O diretor da Associação Brasileira de Energia Eólica, Sandro Yamamoto, falou sobre a evolução tecnológica do setor e lembrou que a energia eólica tem tido participação relevante nos investimento em geração no Brasil. Yamamoto também destacou a complementariedade com outras fontes de geração.
A representante da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica Stephanie Betz seguiu na linha de que o segmento é favorável à abertura do mercado, mas é importante que ela seja gradual e combinada com outras medidas. A técnica admitiu que o subsídio para a fonte é uma realidade, mas tem que retirado de maneira planejada e gradativa. “Tirar esse subsídio de forma abrupta seria um retrocesso.”
Para Stephanie qualquer simplificação do modelo é bem vinda. Ela acredita que na modernização do setor elétrico a geração distribuída é um grande conforto para o consumidor. Em relação à geração fotovoltaica centralizada, a recomendação da Absolar é de que haja a contratação contínua dos projetos da fonte em leilões.
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terça-feira, 24 de setembro de 2019
Investimentos em renováveis precisam dobrar, aponta Irena
A Associação Internacional de Energias Renováveis (Irena, na sigla em inglês) incita líderes a construir uma resposta às demandas climáticas baseadas nas renováveis. O caminho se dá pela duplicação dos investimentos nessa modalidade de geração como forma de evitar que a temperatura global média aumente em 2º celsius. Essa é uma das conclusões do relatório publicado pela entidade visando o encontro global UN Climate Action que é realizado a partir desta segunda-feira, 23 de setembro em Nova Iorque. Investimento anual para o clima na próxima década precisa passar de US$ 330 bilhões a US$ 750 bilhões por ano até o final da próxima década.
De acordo com a Irena, estamos apenas a 11 anos do limite dos efeitos das mudanças climáticas, investimentos anuais de US$ 4,3 trilhões em energia até 2030, apontou, é a resposta prática e mais fácil que está disponível para alcançar uma solução para o clima.
Segundo o relatório da entidade, mais de US$ 18,6 trilhões de investimentos planejados e que serão feitos na indústria de óleo e gás precisarão ser redirecionados para que as diretrizes do Acordo de Paris possam seguidas. Essa afirmação, lembra, foi reafirmada por um relatório especial do IPCC.
Apesar da urgência, destacou a Irena, o padrão de investimentos atuais mostra uma enorme incompatibilidade com o caminho necessário para assegurar um futuro climático seguro. Ademais, acrescentou, energias renováveis e eficiência energética em paralelo com uma eletrificação mais profunda, podem entregar 90% dos cortes de emissões apontados no Acordo de Paris.
O diretor geral da Irena, Francesco La Camera, avaliou que é possível limitar a mudança climática e atender a demanda crescente do mundo por energia por meio da aceleração do ritmo de implantação de energia renovável. E é somente essa forma de geração em um processo de transformação energética que permitirá alcançar as metas de 20230. “As fontes renováveis são a única forma disponível que temos para manter a linha limite de 1,5 graus celsius nos próximos 11 anos”, comentou ele.
No comunicado, o executivo destacou que é possível turbinar o crescimento econômico e entregar ao mesmo tempo um desenvolvimento sustentável com as renováveis. Além disso, ressaltou que há uma necessidade urgente de repensarmos as decisões de investimento no longo prazo para assegurar o caminho para o futuro sustentável. “Ao dobrar os investimentos em fontes renováveis temos uma grande oportunidade de aprimorar a saúde, criar empregos, entregar oportunidades econômicas e enfrentar as mudanças climáticas. Nenhuma outra solução é plausível”, afirmou ele.
Dados apresentados pela Irena apontam que a cada dólar investido na transição energética retorna de três a sete vezes ao aprimorar áreas como saúde, gastos com as mudanças climáticas e com a redução de subsídios.
A associação lançou ainda uma nova campanha que destaca a energia renovável como uma ação prática para solucionar a questão climática global. Em cooperação com o Programa de Desenvolvimento das Nações Unidas (UNDP, na sigla em inglês) o tema é “Lidere a mudança. Isto é possível com as renováveis” que tem como meta informar o potencial das fontes renováveis e encorajar ações concretas para conter as mudanças climáticas.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53112928/investimentos-em-renovaveis-precisam-dobrar-aponta-irena
De acordo com a Irena, estamos apenas a 11 anos do limite dos efeitos das mudanças climáticas, investimentos anuais de US$ 4,3 trilhões em energia até 2030, apontou, é a resposta prática e mais fácil que está disponível para alcançar uma solução para o clima.
Segundo o relatório da entidade, mais de US$ 18,6 trilhões de investimentos planejados e que serão feitos na indústria de óleo e gás precisarão ser redirecionados para que as diretrizes do Acordo de Paris possam seguidas. Essa afirmação, lembra, foi reafirmada por um relatório especial do IPCC.
Apesar da urgência, destacou a Irena, o padrão de investimentos atuais mostra uma enorme incompatibilidade com o caminho necessário para assegurar um futuro climático seguro. Ademais, acrescentou, energias renováveis e eficiência energética em paralelo com uma eletrificação mais profunda, podem entregar 90% dos cortes de emissões apontados no Acordo de Paris.
O diretor geral da Irena, Francesco La Camera, avaliou que é possível limitar a mudança climática e atender a demanda crescente do mundo por energia por meio da aceleração do ritmo de implantação de energia renovável. E é somente essa forma de geração em um processo de transformação energética que permitirá alcançar as metas de 20230. “As fontes renováveis são a única forma disponível que temos para manter a linha limite de 1,5 graus celsius nos próximos 11 anos”, comentou ele.
No comunicado, o executivo destacou que é possível turbinar o crescimento econômico e entregar ao mesmo tempo um desenvolvimento sustentável com as renováveis. Além disso, ressaltou que há uma necessidade urgente de repensarmos as decisões de investimento no longo prazo para assegurar o caminho para o futuro sustentável. “Ao dobrar os investimentos em fontes renováveis temos uma grande oportunidade de aprimorar a saúde, criar empregos, entregar oportunidades econômicas e enfrentar as mudanças climáticas. Nenhuma outra solução é plausível”, afirmou ele.
Dados apresentados pela Irena apontam que a cada dólar investido na transição energética retorna de três a sete vezes ao aprimorar áreas como saúde, gastos com as mudanças climáticas e com a redução de subsídios.
A associação lançou ainda uma nova campanha que destaca a energia renovável como uma ação prática para solucionar a questão climática global. Em cooperação com o Programa de Desenvolvimento das Nações Unidas (UNDP, na sigla em inglês) o tema é “Lidere a mudança. Isto é possível com as renováveis” que tem como meta informar o potencial das fontes renováveis e encorajar ações concretas para conter as mudanças climáticas.
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segunda-feira, 23 de setembro de 2019
MME tenta incluir em legislação do setor fim de subsidios a renováveis
O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, está negociando com o Congresso Nacional a retirada dos subsídios concedidos nas tarifas de uso da rede para novos projetos de geração de fontes renováveis. A proposta do governo é de que o fim dos descontos seja incluído nos projetos de lei 232, que tramita no Senado, e 1.917, cuja discussão deve ser retomada na Câmara dos Deputados. As duas propostas tratam da reestruturação do modelo comercial do setor elétrico, tema que também está em discussão por um grupo de trabalho do MME.
A eliminação dos subsídios na chamada tarifa-fio vai atingir empreendimentos eólicos, solar fotovoltaicos, pequenas centrais hidrelétricas e termelétricas a biomassa que entrarem depois da aprovação dos projetos. “O ministro sempre bate muito na tecla do respeito aos contratos” destacou o diretor de Programa da Secretaria Executiva do MME, Francisco Silva, durante seminário promovido pela Secretaria de Planejamento, Desenvolvimento, Energia e Loteria (Secap) do Ministério da Economia.
O GT de Modernização do MME deve apresentar no dia 1º de outubro ao ministro o relatório com os resultados do trabalho do grupo e sugestões para alguns encaminhamentos. Silva informou que algumas questões ainda não foram fechadas. Há sugestões que serão levadas ao Congresso como sugestão de aperfeiçoamento do projetos de lei, como a questão da separação de lastro e energia. “Entendemos que podem se feitos alguns ajustes nos projetos em relação àquele mecanismo”, disse o técnico.
Subsídios
A redução dos custos pagos pelo consumidor nas tarifas de energia é um dos temas do debate sobre a modernização do setor elétrico e foi o principal assunto destacado pelos convidados durante o evento do Ministério da Economia. Esses custos vem em trajetória crescente nos últimos anos e ultrapassaram esse ano mais de R$ 20 bilhões dentro da Conta de Desenvolvimento Energético.
O custo da política pública de desconto no fio passou de R$ 5,5 bilhões para em 2013 para 10,4 bilhões em 2018, com impacto nas tarifas vigentes de 6%. Já os subsídios concedidos ao consumidor de fonte incentivada variou 39%, segundo informações do diretor-geral da Agencia Nacional de Energia Elétrica, André Pepitone.
Ele destacou que um ponto crucial da reestruturação dos setor é o alto preço da tarifa, e a agenda de desoneração proposta pela Aneel tem atuado para reduzir o custo de geração, os subsídios e os tributos incidentes na conta do consumidor.
O subsecretário da Secap, Leandro Caixeta Moreira, disse que o Ministério da Economia está alinhado com a agenda de eliminação de custos. “Temos que reforçar a agenda de redução dos subsídios”, disse Caixeta. Ele defendeu a revisão do sistema de compensação de energia (net metering), que transfere para os demais consumidores o custo da isenção na tarifa fio concedida a consumidores com sistemas de micro e minigeração distribuída.
Segundo o representante do ME, a secretaria faz pelo menos menos três pareceres por semana analisando propostas de aplicação de novos descontos para segmentos específicos de consumidores. “A gente deve parar de pensar apenas do lado de quem recebe o subsídio. Tem que pensar em quem paga”, ponderou.
O presidente da PSR, Luiz Augusto Barroso, listou a produção de energia de fontes renováveis sem a necessidade de subsídios e a alocação correta de custos como elementos da nova onda de modernização do setor, resultante da inovação tecnológica. Barroso lembrou que no modelo brasileiro custos e riscos são alocados ao consumidor do mercado regulado. Ele defendeu uma abordagem abrangente no processo de reestruturação, para que não sejam criados novos passivos e novas barreiras a uma transformação que será inevitável.
“Uma agenda de reforma envolve ganhadores e perdedores. Não tem como fazer omelete sem quebrar os ovos”, afirmou o consultor, que também é favorável à retirada de subsídios. Para Barroso, “o maior risco de implementação é o fatiamento da reforma, o que muito provavelmente criara novos legados.”
O consultor legislativo do Senado Rutelly Marques da Silva observou que na discussão da modernização do setor é preciso estar atento ao contexto. Ele lembrou que há pressões da sociedade por mudanças rápidas por parte do Estado, falta cooperação entre os agentes, há muitos conflitos judiciais e o próprio setor não esta preparado para mudanças. Em sua avaliação é fundamental que uma lei estabeleça os princípios gerais para a reestruturação, o que inclui as condições para a redução de subsídios. “Subsídios, na minha avaliação, tem que ser criados pro lei e discutidos por representantes da sociedade, não pela burocracia. A lei, no entanto, tem que definir qual é o tempo de duração desse subsídio.”
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53112687/mme-tenta-incluir-em-legislacao-do-setor-fim-de-subsidios-a-renovaveis
sexta-feira, 20 de setembro de 2019
Gestores e analistas da Arce se reunirão com representantes de usinas eólicas
Gestores e analistas da Agência Reguladora do Estado do Ceará (Arce) se reunirão nesta sexta-feira (20), às 14 horas, com representantes de 12 empresas que atuam na geração de energia eólica. O objetivo do encontro, que acontecerá no auditório da Agência, no Centro Administrativo Governador Virgílio Távora, é receber e analisar dados fornecidos que possam contribuir para melhores resultados dos parques eólicos instalados no Estado do Ceará, a partir de estudo comparativo dos parâmetros de resultados e monitoramento do sistema de indicadores.
De acordo com o presidente do conselho diretor da Arce, Fernando Alfredo Franco, o encontro entre analistas e representantes de empresas vai permitir que, em conjunto, se possa avaliar e acompanhar a performance das geradoras em operação, principalmente em se tratando de energia efetivamente gerada (EEG) ou geração comercial. No Brasil, o Ceará é destaque por ser considerado um dos maiores produtores desse tipo de energia alternativa. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Ceará está entre os cinco principais geradores de energia a partir do vento.
Dentro das atividades da Arce, firmado por meio de contrato com a Aneel, está a de fiscalizar as usinas eolioelétrica. Atendendo ao novo formato adotado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), desde março de 2017 as fiscalizações vêm sendo feitas em campanhas. No atual modelo de fiscalização, o monitoramento é a etapa mais abrangente do processo e envolve o universo dos agentes de geração de energia. Geralmente, as atividades se fundamentam em três níveis: monitoramento, ações à distância e ação presencial. A primeira etapa – a de monitoramento – é realizada pela própria Aneel, que, no caso, encaminha para a Agência Cearense a relação de empreendimentos a serem vistoriados.
No que se refere à segunda etapa, a Arce avalia itens que consistem em atividades de fiscalização à distância, centradas na investigação dos pontos de maior risco técnico-regulatório relativo à conformidade esperada, contando com análise de dados adicionais. Somente após a conclusão do segundo estudo é que a Arce aponta as usinas que seguirão para a terceira etapa, que é a fiscalização presencial, ou seja: in loco, quando os técnicos buscam evidências durante os trabalhos, com base no conhecimento comprovado durante as duas etapas anteriores.
Por último, vem o parecer técnico, quando poderão ser emitidos dossiês ou relatórios de fiscalização, tudo isso no prazo de até 30 dias. O analista Deleon Ponte Parente, afirma que “a pesquisa de campo foca o aperfeiçoamento do processo de atividades, o que, sem dúvida, resulta em melhoria do serviço prestado”. Deleon complementa dizendo que “identificar as melhores práticas adotadas pelos agentes de geração de energia elétrica no Ceará, no âmbito da eficiência operacional de usinas eólicas, é o mesmo grande objetivo”.
Energia Eólica é a transformação da força do vento em energia útil. É a obtenção de energia de forma renovável e limpa, uma vez que não produz poluentes. É captado por aerogeradores, os quais incluem hélices ou pás que se movimentam com a velocidade do vento. Em reunião preparatória para o encontro do dia 20, envolvendo o coordenador do setor elétrico, Cássio Tersandro Andrade, este foi pragmático ao levantar que “o importante é compreender o que é feito para manter a usina eólica, de forma contínua, gerando no máximo do desempenho operacional, além de entender como os procedimentos e práticas de operação e manutenção contribuem para essa carga total.
Já o presidente Fernando Franco ressaltou que “a expectativa da reunião é promover, entre os participantes, uma melhor compreensão do processo de geração de energia eólica com base em experiências exitosas. A Agência definirá práticas de aprimoramento da qualidade dessa produção energética”, afirma. Outro ponto a ser considerado é que, com a iniciativa, será dada a necessária visibilidade às usinas eólicas superavitárias que estão gerando externalidades positivas ao setor e que melhor aproveitam o recurso natural incidente. Foram convidadas as seguintes empresas: Aliança, CPFL, Energimp, Queiroz Galvão, Alupar, Cubico, Engie, Rio Energy, Cemig, Echoenergia, Faísa e Servtec, grupos responsáveis por 74 usinas.
Leia mais em: https://www.ceara.gov.br/2019/09/19/gestores-e-analistas-da-arce-se-reunirao-com-representantes-de-usinas-eolicas/
De acordo com o presidente do conselho diretor da Arce, Fernando Alfredo Franco, o encontro entre analistas e representantes de empresas vai permitir que, em conjunto, se possa avaliar e acompanhar a performance das geradoras em operação, principalmente em se tratando de energia efetivamente gerada (EEG) ou geração comercial. No Brasil, o Ceará é destaque por ser considerado um dos maiores produtores desse tipo de energia alternativa. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Ceará está entre os cinco principais geradores de energia a partir do vento.
Dentro das atividades da Arce, firmado por meio de contrato com a Aneel, está a de fiscalizar as usinas eolioelétrica. Atendendo ao novo formato adotado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), desde março de 2017 as fiscalizações vêm sendo feitas em campanhas. No atual modelo de fiscalização, o monitoramento é a etapa mais abrangente do processo e envolve o universo dos agentes de geração de energia. Geralmente, as atividades se fundamentam em três níveis: monitoramento, ações à distância e ação presencial. A primeira etapa – a de monitoramento – é realizada pela própria Aneel, que, no caso, encaminha para a Agência Cearense a relação de empreendimentos a serem vistoriados.
No que se refere à segunda etapa, a Arce avalia itens que consistem em atividades de fiscalização à distância, centradas na investigação dos pontos de maior risco técnico-regulatório relativo à conformidade esperada, contando com análise de dados adicionais. Somente após a conclusão do segundo estudo é que a Arce aponta as usinas que seguirão para a terceira etapa, que é a fiscalização presencial, ou seja: in loco, quando os técnicos buscam evidências durante os trabalhos, com base no conhecimento comprovado durante as duas etapas anteriores.
Por último, vem o parecer técnico, quando poderão ser emitidos dossiês ou relatórios de fiscalização, tudo isso no prazo de até 30 dias. O analista Deleon Ponte Parente, afirma que “a pesquisa de campo foca o aperfeiçoamento do processo de atividades, o que, sem dúvida, resulta em melhoria do serviço prestado”. Deleon complementa dizendo que “identificar as melhores práticas adotadas pelos agentes de geração de energia elétrica no Ceará, no âmbito da eficiência operacional de usinas eólicas, é o mesmo grande objetivo”.
Energia Eólica é a transformação da força do vento em energia útil. É a obtenção de energia de forma renovável e limpa, uma vez que não produz poluentes. É captado por aerogeradores, os quais incluem hélices ou pás que se movimentam com a velocidade do vento. Em reunião preparatória para o encontro do dia 20, envolvendo o coordenador do setor elétrico, Cássio Tersandro Andrade, este foi pragmático ao levantar que “o importante é compreender o que é feito para manter a usina eólica, de forma contínua, gerando no máximo do desempenho operacional, além de entender como os procedimentos e práticas de operação e manutenção contribuem para essa carga total.
Já o presidente Fernando Franco ressaltou que “a expectativa da reunião é promover, entre os participantes, uma melhor compreensão do processo de geração de energia eólica com base em experiências exitosas. A Agência definirá práticas de aprimoramento da qualidade dessa produção energética”, afirma. Outro ponto a ser considerado é que, com a iniciativa, será dada a necessária visibilidade às usinas eólicas superavitárias que estão gerando externalidades positivas ao setor e que melhor aproveitam o recurso natural incidente. Foram convidadas as seguintes empresas: Aliança, CPFL, Energimp, Queiroz Galvão, Alupar, Cubico, Engie, Rio Energy, Cemig, Echoenergia, Faísa e Servtec, grupos responsáveis por 74 usinas.
Leia mais em: https://www.ceara.gov.br/2019/09/19/gestores-e-analistas-da-arce-se-reunirao-com-representantes-de-usinas-eolicas/
quinta-feira, 19 de setembro de 2019
Bandeira tarifária gerou economia de R$ 3,71 bilhões ao consumidor
O sistema de bandeiras tarifárias gerou economia de R$ 3,71 bilhões para os consumidores de energia elétrica do mercado cativo, desde que a regra foi criada em 2015 até junho de 2019, aponta o primeiro relatório técnico produzido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para avaliar os resultados da norma. O ganho é resultado do custo financeiro evitado com o pagamento de juros incorridos nos processos tarifários, caso a metodologia não estivesse em vigor.
O sistema de bandeiras foi criado para sinalizar mensalmente o custo da geração de energia elétrica do país. Foram estabelecidas três taxas diferentes, com valores crescentes a partir do acionamento da bandeira de cor amarela até a vermelha patamar 2. Em situações normais, a bandeira fica verde e não há cobrança adicional na conta de luz.
Segundo a Aneel, o sistema de bandeiras resultou na arrecadação de R$ 32,24 bilhões (valores históricos). Desse montante, R$ 31,06 bilhões (valor histórico) foram revertidos em prol dos consumidores e estima-se que até o final de 2019 mais R$ 920 milhões serão revertidos nos processos tarifários remanescentes desse ano.
Quando o valor revertido (R$ 31,06 bilhões) é atualizado pela SELIC, a conta sobe para R$ 34,77 bilhões. A diferença entre o valor histórico e o valor atualizado é o que gera um ganho de R$ 3,71 bilhões para o consumidor, uma vez que o juro não foi pago.
Segundo a Aneel, caso não existisse o sistema de bandeiras, o impacto tarifário médio nacional seria de 11,07% (2016), 2,12% (2017), 4,26% (2018) e 4,49% (2019).
A Aneel explica que o sistema de bandeiras não impõe um novo custo para o consumidor, sendo apenas uma forma diferente de cobrar um custo que já estava incluído na conta de energia, mas que geralmente só era percebido pelo consumidor nos reajustes tarifários anuais das distribuidoras.
A Aneel destaca que esse relatório é o primeiro de um conjunto de estudos que avaliarão outros aspectos da norma. A agência pretende fazer estudos adicionais para avaliar a regra de acionamento das bandeiras, como a forma de comunicação e comportamento dos consumidores e o modelo de repasse dos recursos.
“O que se busca com as bandeiras tarifárias é informar ao consumidor cativo os custos atuais da geração de energia, por meio de um sinal econômico de curto prazo. Com isso, espera-se dar mais transparência aos consumidores de forma a permitir um melhor gerenciamento do seu consumo dado os custos presentes de geração”, escreve a Aneel na Nota Técnica n° 170/2019.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53112420/bandeira-tarifaria-gerou-economia-de-r-371-bilhoes-ao-consumidor
quarta-feira, 18 de setembro de 2019
Níveis caem em todos reservatórios do país e Nordeste opera com 46,1%
Seguindo o que tem sido observado desde o começo de agosto, todos reservatórios do país apresentaram queda em suas capacidades de armazenamento em relação ao dia anterior. A região Nordeste teve recuo de 0,1% e funciona a 46,1% de sua vazão, segundo dados relativos a operação da última terça-feira, 17 de setembro, levantadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A energia afluente do submercado foi para 44% e a armazenada indica 23.917 MW mês. Sobradinho funciona a 39,27%.
Por sua vez o Sudeste/Centro-Oeste do país contou com diminuição de 0,4%, o que fez o volume útil cair para 34,8%. A energia armazenada mostra 70.838 MW mês e a afluente segue em 74% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 35,10% e a usina de Nova Ponte com 36,31% de sua vazão. No Norte a variação de 0,7% fez a capacidade de armazenamento do submercado cair para 57,2%. A energia armazenada aparece com 8.599 MW mês, enquanto a afluente está em 72% da MLT. A usina hidrelétrica de Tucuruí opera com 77,78% de seu volume útil.
Na região Sul a redução foi de 0,8% e os reservatórios apresentam 43,6% da capacidade. A energia contida no mês aparece com 22% da MLT, enquanto a armazenada admite 8.969 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, a níveis de 26,12% e 46,93%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53112329/niveis-caem-em-todos-reservatorios-do-pais-e-nordeste-opera-com-461
Por sua vez o Sudeste/Centro-Oeste do país contou com diminuição de 0,4%, o que fez o volume útil cair para 34,8%. A energia armazenada mostra 70.838 MW mês e a afluente segue em 74% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 35,10% e a usina de Nova Ponte com 36,31% de sua vazão. No Norte a variação de 0,7% fez a capacidade de armazenamento do submercado cair para 57,2%. A energia armazenada aparece com 8.599 MW mês, enquanto a afluente está em 72% da MLT. A usina hidrelétrica de Tucuruí opera com 77,78% de seu volume útil.
Na região Sul a redução foi de 0,8% e os reservatórios apresentam 43,6% da capacidade. A energia contida no mês aparece com 22% da MLT, enquanto a armazenada admite 8.969 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, a níveis de 26,12% e 46,93%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53112329/niveis-caem-em-todos-reservatorios-do-pais-e-nordeste-opera-com-461
terça-feira, 17 de setembro de 2019
BNDES prevê retração nos investimentos em energia até 2021 e retomada em 2022
Os investimentos em energia elétrica deverão cair nos próximos dois anos no Brasil, como reflexo da interrupção dos leilões de expansão no período de abril de 2016 a dezembro de 2017 e do baixo volume de contratações após a retomada das licitações desde o ano passado. A análise é do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social e consta do relatório “Perspectivas do Investimento 2019-2022”, que mapeia os planos quanto a injeção de recursos no próximo quadriênio em segmentos dos setores da indústria e de infraestrutura no país. No geral, o banco projeta um total de R$ 1,082 trilhão investido na economia brasileira nos quatro anos analisados.
No caso do setor elétrico, o banco aponta uma soma de R$ 157,3 bilhões em investimentos de 2019 a 2022, média de R$ 39,3 bilhões por ano no período. A queda dos recursos em subsetores como geração, transmissão e distribuição vem desde o ano passado, quando foram investidos R$ 49,6 bilhões no setor – queda de 22,5% frente aos R$ 64 bilhões aportados na indústria de eletricidade do país em 2017. Para 2019, a previsão é de uma redução de 11% frente ao ano passado, com investimentos de R$ 44,1 bilhões. Em 2020 e 2021, o estudo prevê quedas ainda maiores nos volumes aplicados no setor, chegando a R$ 37,2 bilhões e R$ 33,8 bilhões, respectivamente.
“Por conta da defasagem de três a quatro anos entre as datas dos leilões de energia e os investimentos associados, a retomada desses processos a partir de 2018 irá impactar as inversões de forma mais expressiva a partir de 2022 e, sobretudo, de 2023”, explica o BNDES no relatório. O estudo mostra uma retomada do crescimento do aporte de recursos no setor elétrico brasileiro apenas em 2022, quando são esperados R$ 42,3 bilhões em investimentos – um salto de 25% frente a 2021. A projeção do banco é que os investimentos atinjam R$ 51,7 bilhões em 2023. Como comparação, o setor elétrico brasileiro recebeu em 2012 investimentos totais de R$ 73,9 bilhões.
Dos 19 setores pesquisados, 11 são da indústria e oito de infraestrutura. Neste, além da retração em energia elétrica até 2021, com retomada partir de 2022, o banco projeta aumento na injeção de recursos nas áreas de logística e saneamento, cujas médias anuais entre 2019 e 2022 serão de R$ 39,8 bilhões e R$ 13,9 bilhões, respectivamente. Já na indústria, a expansão dos investimentos está atrelada ao desempenho na área de petróleo e gás, impulsionado pela recuperação do preço do petróleo e pelos leilões de blocos exploratórios de 2017 e 2018. O segmento terá uma média de R$ 77 bilhões por ano em investimentos de 2019 a 2022, segundo o estudo do BNDES.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53112101/bndes-preve-retracao-nos-investimentos-em-energia-ate-2021-e-retomada-em-2022
No caso do setor elétrico, o banco aponta uma soma de R$ 157,3 bilhões em investimentos de 2019 a 2022, média de R$ 39,3 bilhões por ano no período. A queda dos recursos em subsetores como geração, transmissão e distribuição vem desde o ano passado, quando foram investidos R$ 49,6 bilhões no setor – queda de 22,5% frente aos R$ 64 bilhões aportados na indústria de eletricidade do país em 2017. Para 2019, a previsão é de uma redução de 11% frente ao ano passado, com investimentos de R$ 44,1 bilhões. Em 2020 e 2021, o estudo prevê quedas ainda maiores nos volumes aplicados no setor, chegando a R$ 37,2 bilhões e R$ 33,8 bilhões, respectivamente.
“Por conta da defasagem de três a quatro anos entre as datas dos leilões de energia e os investimentos associados, a retomada desses processos a partir de 2018 irá impactar as inversões de forma mais expressiva a partir de 2022 e, sobretudo, de 2023”, explica o BNDES no relatório. O estudo mostra uma retomada do crescimento do aporte de recursos no setor elétrico brasileiro apenas em 2022, quando são esperados R$ 42,3 bilhões em investimentos – um salto de 25% frente a 2021. A projeção do banco é que os investimentos atinjam R$ 51,7 bilhões em 2023. Como comparação, o setor elétrico brasileiro recebeu em 2012 investimentos totais de R$ 73,9 bilhões.
Dos 19 setores pesquisados, 11 são da indústria e oito de infraestrutura. Neste, além da retração em energia elétrica até 2021, com retomada partir de 2022, o banco projeta aumento na injeção de recursos nas áreas de logística e saneamento, cujas médias anuais entre 2019 e 2022 serão de R$ 39,8 bilhões e R$ 13,9 bilhões, respectivamente. Já na indústria, a expansão dos investimentos está atrelada ao desempenho na área de petróleo e gás, impulsionado pela recuperação do preço do petróleo e pelos leilões de blocos exploratórios de 2017 e 2018. O segmento terá uma média de R$ 77 bilhões por ano em investimentos de 2019 a 2022, segundo o estudo do BNDES.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53112101/bndes-preve-retracao-nos-investimentos-em-energia-ate-2021-e-retomada-em-2022
segunda-feira, 16 de setembro de 2019
África do Sul prepara iniciativa de energia verde de US$ 11 bi
Um plano para lançar a maior iniciativa de financiamento de energia
verde do mundo está em desenvolvimento na África do Sul. O país precisa
reduzir sua pegada ambiental e encontrar maneiras inovadoras de
financiar a Eskom Holdings SOC, uma concessionária estatal de energia
mergulhada em dívidas.
O plano formulado pelo Meridian Economics, um think tank da Cidade do Cabo, está sendo avaliado pelo governo. O projeto prevê uma linha de crédito US$ 11 bilhões financiada por bancos de desenvolvimento e credores privados. A nova entidade faria empréstimos à Eskom com taxas comerciais um pouco menores, sob a condição de a concessionária acelerar o fechamento de usinas a carvão poluentes para dar lugar à energia renovável.
A África do Sul é o 14º maior emissor mundial de gases de efeito estufa. O governo está sob pressão para cumprir o compromisso assumido em 2009 de reduzir as emissões em 42% até 2025. Segundo o novo plano, o país adicionaria 10 gigawatts de capacidade de geração de energia renovável ao longo de uma década, reduzindo assim suas potenciais emissões de dióxido de carbono em 715 milhões de toneladas até 2050.
"Essa seria a maior e mais significativa transação financeira climática global até o momento", disse Emily Tyler, economista climática do Meridian, em entrevista. "Isso levaria a África do Sul a um futuro energético mais limpo e mais resiliente."
A
Eskom fornece cerca de 95% da energia da África do Sul e recorreu ao
governo para permanecer solvente depois de acumular 450 bilhões de rands
(US$ 31 bilhões) em dívidas. De acordo com o plano, a empresa tomaria
empréstimos em tranches da nova linha de crédito ao longo de cinco anos e
teria que reembolsá-los ao longo de 20 anos. Os recursos seriam usados
para evitar injeções de capital na Eskom e cobrir suas futuras
necessidades de financiamento, em vez de financiar projetos de energia
verde novos e já autossustentáveis.
A implementação do plano dependeria de o governo cumprir um compromisso de dividir a Eskom em unidades de geração, transmissão e distribuição sob uma holding estatal e reestruturar sua dívida para conseguir uma base mais sustentável.
Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/bloomberg/2019/09/16/africa-do-sul-prepara-iniciativa-de-energia-verde-de-us-11-bi.htm
O plano formulado pelo Meridian Economics, um think tank da Cidade do Cabo, está sendo avaliado pelo governo. O projeto prevê uma linha de crédito US$ 11 bilhões financiada por bancos de desenvolvimento e credores privados. A nova entidade faria empréstimos à Eskom com taxas comerciais um pouco menores, sob a condição de a concessionária acelerar o fechamento de usinas a carvão poluentes para dar lugar à energia renovável.
A África do Sul é o 14º maior emissor mundial de gases de efeito estufa. O governo está sob pressão para cumprir o compromisso assumido em 2009 de reduzir as emissões em 42% até 2025. Segundo o novo plano, o país adicionaria 10 gigawatts de capacidade de geração de energia renovável ao longo de uma década, reduzindo assim suas potenciais emissões de dióxido de carbono em 715 milhões de toneladas até 2050.
"Essa seria a maior e mais significativa transação financeira climática global até o momento", disse Emily Tyler, economista climática do Meridian, em entrevista. "Isso levaria a África do Sul a um futuro energético mais limpo e mais resiliente."
A implementação do plano dependeria de o governo cumprir um compromisso de dividir a Eskom em unidades de geração, transmissão e distribuição sob uma holding estatal e reestruturar sua dívida para conseguir uma base mais sustentável.
Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/bloomberg/2019/09/16/africa-do-sul-prepara-iniciativa-de-energia-verde-de-us-11-bi.htm
sexta-feira, 13 de setembro de 2019
Ampèria e Vila Energia se juntam para investir em geração distribuída
A comercializadora de energia Ampèria e geradora Via Energia Renovável anunciaram uma união para investir em geração solar distribuída, com expectativa de investir R$ 300 milhões nos próximos 3 anos e viabilizar 100 MW pico. O plano é construir “condomínios solares ” nas regiões Sudeste, Nordeste e Centro-Oeste do Brasil. O primeiro projeto tem início de operação previsto para janeiro de 2020.
De acordo com Rogerio Oliveira, diretor da Ampèria, a parceria busca suprir uma demanda identificada no mercado de GD. “Percebemos que os clientes corporativos estão mais confiantes em uma solução de GD que envolva uma empresa com expertise em comercialização, como é o caso da Ampèria. Esse é o principal motivo que levou a efetivar essa parceria com a Vila Energia, uma empresa focada no desenvolvimento de projetos e com participação em vários empreendimentos fotovoltaicos em operação no Nordeste do Brasil”, destacou o executivo.
A Vila Energia Renovável tem trabalho para ampliar o escopo de serviços e soluções para o mercado de geração distribuída, disse Fernando Menezes, diretor da companhia. “Com esta sinergia seremos capazes de concentrar nossos esforços no desenvolvimento de novos projetos e na operação dos condomínios solares (…).”
Com a parceria, as duas empresas consolidam uma estratégia comercial para aproveitar as oportunidades de um mercado que está em crescimento, com potencial de movimentar US$ 17 bilhões de investimento até 2040, segundo projeções da Bloomberg New Energy.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111859/amperia-e-vila-energia-se-juntam-para-investir-em-geracao-distribuida
De acordo com Rogerio Oliveira, diretor da Ampèria, a parceria busca suprir uma demanda identificada no mercado de GD. “Percebemos que os clientes corporativos estão mais confiantes em uma solução de GD que envolva uma empresa com expertise em comercialização, como é o caso da Ampèria. Esse é o principal motivo que levou a efetivar essa parceria com a Vila Energia, uma empresa focada no desenvolvimento de projetos e com participação em vários empreendimentos fotovoltaicos em operação no Nordeste do Brasil”, destacou o executivo.
A Vila Energia Renovável tem trabalho para ampliar o escopo de serviços e soluções para o mercado de geração distribuída, disse Fernando Menezes, diretor da companhia. “Com esta sinergia seremos capazes de concentrar nossos esforços no desenvolvimento de novos projetos e na operação dos condomínios solares (…).”
Com a parceria, as duas empresas consolidam uma estratégia comercial para aproveitar as oportunidades de um mercado que está em crescimento, com potencial de movimentar US$ 17 bilhões de investimento até 2040, segundo projeções da Bloomberg New Energy.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111859/amperia-e-vila-energia-se-juntam-para-investir-em-geracao-distribuida
quinta-feira, 12 de setembro de 2019
Aneel estuda permitir troca de créditos de GD entre distribuidoras
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estuda permitir que consumidores troquem créditos de geração distribuída entre diferentes áreas de concessão, deste que as distribuidoras estejam no mesmo estado. Em evento em São Paulo nesta quarta-feira, 11 de setembro, o diretor da Aneel Rodrigo Limp disse que esse é um dos aprimoramentos que podem ser incorporados na proposta de revisão da Resolução Normativa n° 482/12.
Caso a proposta prospere, um consumidor que tenha sistema de geração instalado na área da EDP São Paulo poderá compensar créditos de energia em uma outra unidade na área da Enel São Paulo. Pela regra atual, essa troca de créditos não é possível. Logo, um consumidor que tenha uma casa no litoral paulista com um sistema solar instalado não pode utilizar os créditos para compensar o consumo em um apartamento do mesmo proprietário na capital. Esse é um dos pleitos defendidos há anos pela Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen).
Em 2019, a Aneel tem interagido com os agentes para definir uma regra para geração distribuída que não transfira custos para os demais consumidores da rede elétrica e garanta a continuidade do negócio de GD. Em meados de outubro, a agência pretende abrir uma nova etapa de discussões. Os agentes terão um prazo de 60 dias para fazer as contribuições. A ideia é que o novo regulamento esteja aprovado até meados de março de 2020.
Para Limp, essa é uma proposta que tem boas chances de ser implementada. Outra proposta, um pouco mais difícil de prosperar nesse momento, seria permitir que os ‘prosumidores‘ comercializassem o excedente de energia.
“Na medida em que a gente vai cobrar pelo uso da rede, temos que buscar o leque de possibilidade para a geração distribuída. Entendemos que os dois são caminhos possíveis, a troca de crédito entre distribuidoras do mesmo estado e a venda de excedentes”, disse o diretor durante evento promovido pelo escritório de advocacia Souto Correa.
“A comercialização de excedentes é um desafio, mas tenho convicção de que isso no futuro vai acontecer…. Não sei se nessa revisão da norma vamos conseguir avançar nesse ponto”, disse Limp.
BARREIRA TRIBUTÁRIA
Já a troca de créditos entre distribuidoras de diferentes estados esbarrar na tributação, uma vez que as alíquotas de ICMS são diferentes. Uma possível solução seria construir um acordo junto ao Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) para pacificar a questão.
A tributação da compensação de energia esteve muito presente no início do negócio de geração distribuída. Tanto é que foi necessário construir um convênio n° 16/15 para evitar que os Estados cobrassem ICMS na troca de créditos.
Para Giácomo Paro, sócio da área de direito tributário da Souto Correa Advogados, a cobrança de ICMS no modelo de compensação de créditos de geração distribuída é uma discussão que se quer deveria existir, uma vez que não há uma operação de compra e venda de energia.
“Não nos parece certo dizer que há ICMS no modelo de compensação… Esse convênio nos parece muito mais uma corrida dos estados não sabendo o que fazer com aquilo… Não tem operação que justifique a cobrança de ICMS”, disse o advogado.
Por outro lado, Paro explicou que do ponto de vista da legislação, não há barreiras para se implementar a compensação de créditos de GD entre diferentes distribuidoras, desde que elas estejam no mesmo estado. “Para diferentes Estados, acredito que precisaria de um convênio com o Confaz”, disse.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111731/aneel-estuda-permitir-troca-de-creditos-de-gd-entre-distribuidoras
Caso a proposta prospere, um consumidor que tenha sistema de geração instalado na área da EDP São Paulo poderá compensar créditos de energia em uma outra unidade na área da Enel São Paulo. Pela regra atual, essa troca de créditos não é possível. Logo, um consumidor que tenha uma casa no litoral paulista com um sistema solar instalado não pode utilizar os créditos para compensar o consumo em um apartamento do mesmo proprietário na capital. Esse é um dos pleitos defendidos há anos pela Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen).
Em 2019, a Aneel tem interagido com os agentes para definir uma regra para geração distribuída que não transfira custos para os demais consumidores da rede elétrica e garanta a continuidade do negócio de GD. Em meados de outubro, a agência pretende abrir uma nova etapa de discussões. Os agentes terão um prazo de 60 dias para fazer as contribuições. A ideia é que o novo regulamento esteja aprovado até meados de março de 2020.
Para Limp, essa é uma proposta que tem boas chances de ser implementada. Outra proposta, um pouco mais difícil de prosperar nesse momento, seria permitir que os ‘prosumidores‘ comercializassem o excedente de energia.
“Na medida em que a gente vai cobrar pelo uso da rede, temos que buscar o leque de possibilidade para a geração distribuída. Entendemos que os dois são caminhos possíveis, a troca de crédito entre distribuidoras do mesmo estado e a venda de excedentes”, disse o diretor durante evento promovido pelo escritório de advocacia Souto Correa.
“A comercialização de excedentes é um desafio, mas tenho convicção de que isso no futuro vai acontecer…. Não sei se nessa revisão da norma vamos conseguir avançar nesse ponto”, disse Limp.
BARREIRA TRIBUTÁRIA
Já a troca de créditos entre distribuidoras de diferentes estados esbarrar na tributação, uma vez que as alíquotas de ICMS são diferentes. Uma possível solução seria construir um acordo junto ao Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) para pacificar a questão.
A tributação da compensação de energia esteve muito presente no início do negócio de geração distribuída. Tanto é que foi necessário construir um convênio n° 16/15 para evitar que os Estados cobrassem ICMS na troca de créditos.
Para Giácomo Paro, sócio da área de direito tributário da Souto Correa Advogados, a cobrança de ICMS no modelo de compensação de créditos de geração distribuída é uma discussão que se quer deveria existir, uma vez que não há uma operação de compra e venda de energia.
“Não nos parece certo dizer que há ICMS no modelo de compensação… Esse convênio nos parece muito mais uma corrida dos estados não sabendo o que fazer com aquilo… Não tem operação que justifique a cobrança de ICMS”, disse o advogado.
Por outro lado, Paro explicou que do ponto de vista da legislação, não há barreiras para se implementar a compensação de créditos de GD entre diferentes distribuidoras, desde que elas estejam no mesmo estado. “Para diferentes Estados, acredito que precisaria de um convênio com o Confaz”, disse.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111731/aneel-estuda-permitir-troca-de-creditos-de-gd-entre-distribuidoras
quarta-feira, 11 de setembro de 2019
Aneel aprova edital do leilão A-6
Os preços iniciais do leilão A-6 de 2019 serão de R$285,00/MWh para empreendimentos de hidrelétricos, de R$ 189,00/MWh para usinas eólicas, de R$ 209,00/MWh para projetos solar fotovoltaicos e de R$ 292,00/MWh para a fonte termelétrica. O Custo Marginal de Referência do certame também será de R$ 292,00/MWh. O edital com as regras do leilão foi aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica nesta terça-feira, 10 de setembro.
O certame previsto para 18 de outubro é destinado à contratação de energia por quantidade para empreendimentos de fontes hídrica, eólica e solar fotovoltaica, e por disponibilidade para termelétricas a biomassa, a carvão mineral nacional e a gás natural. O início de suprimento é em janeiro de 2025.
O documento aprimora as condições para a execução das garantias de fiel cumprimento (performance bond) e a aplicação de penalidades por atraso na execução dos projetos. Tanto o edital quanto os contratos vão prever explicitamente a aplicação de multa contratual por descumprimento dos prazos estabelecidos, com base na Lei nº 8.666 (Lei de Licitações). Se o pagamento da multa não for feita pelo empreendedor, a Aneel poderá executar a garantia, até o limite do valor da penalidade.
A sazonalização (distribuição ao longo do ano) dos contratos por quantidade de eólica e solar vai acompanhar o perfil da carga declarada pelo comprador, como ocorre com os projetos hidrelétricos. A proposta apresentada pela Aneel na audiência pública do edital previa que a sazonalização seria em montantes mensais em MW médios, enquanto a modulação acompanharia o perfil de geração da usina.
O tema não é consenso dentro da própria Aneel e com a Empresa de Pesquisa Energética, que defende a aplicação de parâmetros já estabelecidos, com a alocação de riscos ao gerador. A Secretaria Executiva de Leilões da Aneel terá 60 dias, após a realização do certame, para realizar estudos sobre a pertinência do aporte de garantias de proposta pelas compradoras, nos leilões do ambiente regulado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111613/aneel-aprova-edital-do-leilao-a-6
O certame previsto para 18 de outubro é destinado à contratação de energia por quantidade para empreendimentos de fontes hídrica, eólica e solar fotovoltaica, e por disponibilidade para termelétricas a biomassa, a carvão mineral nacional e a gás natural. O início de suprimento é em janeiro de 2025.
O documento aprimora as condições para a execução das garantias de fiel cumprimento (performance bond) e a aplicação de penalidades por atraso na execução dos projetos. Tanto o edital quanto os contratos vão prever explicitamente a aplicação de multa contratual por descumprimento dos prazos estabelecidos, com base na Lei nº 8.666 (Lei de Licitações). Se o pagamento da multa não for feita pelo empreendedor, a Aneel poderá executar a garantia, até o limite do valor da penalidade.
A sazonalização (distribuição ao longo do ano) dos contratos por quantidade de eólica e solar vai acompanhar o perfil da carga declarada pelo comprador, como ocorre com os projetos hidrelétricos. A proposta apresentada pela Aneel na audiência pública do edital previa que a sazonalização seria em montantes mensais em MW médios, enquanto a modulação acompanharia o perfil de geração da usina.
O tema não é consenso dentro da própria Aneel e com a Empresa de Pesquisa Energética, que defende a aplicação de parâmetros já estabelecidos, com a alocação de riscos ao gerador. A Secretaria Executiva de Leilões da Aneel terá 60 dias, após a realização do certame, para realizar estudos sobre a pertinência do aporte de garantias de proposta pelas compradoras, nos leilões do ambiente regulado.
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terça-feira, 10 de setembro de 2019
Geração eólica apresenta novo recorde no Nordeste, afirma ONS
A energia eólica atingiu um novo recorde de geração média diária no Nordeste na última sexta-feira, 6 de setembro, ao produzir 8.722 MW médios, com um fator de capacidade de 74%, informou em nota o Operador Nacional do Sistema Elétrico nesta terça-feira, 10 de setembro. O volume de energia foi responsável por atender a 87% da carga da região no dia
Para o Operador, o recorde é explicado pela intensificação do sistema de alta pressão que atuou no litoral do estado da Bahia, o que proporcionou uma produção eólica mais elevada, principalmente na Bahia, Piauí e Pernambuco. O recorde anterior da região havia ocorrido em 26 de agosto, quando foram produzidos 8.650 MW médios.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111551/geracao-eolica-apresenta-novo-recorde-no-nordeste-afirma-ons
Para o Operador, o recorde é explicado pela intensificação do sistema de alta pressão que atuou no litoral do estado da Bahia, o que proporcionou uma produção eólica mais elevada, principalmente na Bahia, Piauí e Pernambuco. O recorde anterior da região havia ocorrido em 26 de agosto, quando foram produzidos 8.650 MW médios.
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segunda-feira, 9 de setembro de 2019
Montante em aberto no mercado de energia alcança R$ 7,45 bilhões
O montante financeiro em aberto no mercado de curto prazo de energia cresceu de R$ 7,31 bilhões para R$ 7,45 bilhões na comparação entre as liquidações de junho e julho de 2019, respectivamente. Nesta sexta-feira, 6 de setembro, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) publicou o resultado da liquidação de julho, com o pagamento de R$ 1,09 bilhão dos R$ 8,68 bilhões contabilizados.
Dos valores não pagos, R$ 7,45 bilhões estão protegidos por liminares que questionam o pagamento do risco hidrológico (GSF) e R$ 140 milhões representam a inadimplência da liquidação. A operação, realizada pela CCEE, envolveu 8.113 agentes, sendo 893 devedores e 7.220 credores.
Os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência oriunda de liminares do GSF perceberam adimplência próxima de 98%; e os agentes amparados por decisões que determinam a incidência regular das normas perceberam adimplência de 7%. Após a operacionalização dessas decisões judiciais, os credores que não possuem liminares relacionadas ao rateio da inadimplência perceberam adimplência próxima de 3%.
A liquidação financeira do mercado de curto prazo representa o acerto de eventuais diferenças entre a energia medida e a contratada pelos agentes que operam no âmbito da CCEE. Os débitos e créditos, apurados pelo processo de contabilização das operações do mercado pela Câmara de Comercialização, são valorados ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado semanalmente.
Conta Bandeiras
A CCEE também promoveu a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – ou Conta Bandeiras. A liquidação referente aos recursos de bandeiras tarifárias na contabilização de julho de 2019 movimentou R$ 145 milhões.
A operação considerou o pagamento de 77 distribuidoras e permissionárias devedoras na conta no valor de R$ 106 milhões, pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 39 milhões, aportados por 24 agentes geradores, e o saldo relacionado a pagamentos de inadimplências de competências de períodos anteriores no valor de R$ 5.343,58. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 23 distribuidoras credoras. Eventuais valores de inadimplência serão inseridos na liquidação do mês subsequente.
Mensalmente, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) define como deve se dar o rateio dos recursos arrecadados com a cobrança das bandeiras tarifárias nas contas de luz e do prêmio de risco hidrológico entre as concessionárias e permissionárias de distribuição, sendo a CCEE responsável por essa operacionalização.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111287/montante-em-aberto-no-mercado-de-energia-alcanca-r-745-bilhoes
Dos valores não pagos, R$ 7,45 bilhões estão protegidos por liminares que questionam o pagamento do risco hidrológico (GSF) e R$ 140 milhões representam a inadimplência da liquidação. A operação, realizada pela CCEE, envolveu 8.113 agentes, sendo 893 devedores e 7.220 credores.
Os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência oriunda de liminares do GSF perceberam adimplência próxima de 98%; e os agentes amparados por decisões que determinam a incidência regular das normas perceberam adimplência de 7%. Após a operacionalização dessas decisões judiciais, os credores que não possuem liminares relacionadas ao rateio da inadimplência perceberam adimplência próxima de 3%.
A liquidação financeira do mercado de curto prazo representa o acerto de eventuais diferenças entre a energia medida e a contratada pelos agentes que operam no âmbito da CCEE. Os débitos e créditos, apurados pelo processo de contabilização das operações do mercado pela Câmara de Comercialização, são valorados ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado semanalmente.
Conta Bandeiras
A CCEE também promoveu a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – ou Conta Bandeiras. A liquidação referente aos recursos de bandeiras tarifárias na contabilização de julho de 2019 movimentou R$ 145 milhões.
A operação considerou o pagamento de 77 distribuidoras e permissionárias devedoras na conta no valor de R$ 106 milhões, pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 39 milhões, aportados por 24 agentes geradores, e o saldo relacionado a pagamentos de inadimplências de competências de períodos anteriores no valor de R$ 5.343,58. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 23 distribuidoras credoras. Eventuais valores de inadimplência serão inseridos na liquidação do mês subsequente.
Mensalmente, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) define como deve se dar o rateio dos recursos arrecadados com a cobrança das bandeiras tarifárias nas contas de luz e do prêmio de risco hidrológico entre as concessionárias e permissionárias de distribuição, sendo a CCEE responsável por essa operacionalização.
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sexta-feira, 6 de setembro de 2019
Especialistas falam em estruturar mercado de energia antes do mercado de capacidade
Especialistas convidados para o workshop internacional sobre modernização do setor elétrico no Ministério de Minas e Energia destacaram a necessidade de corrigir primeiro o mercado de energia e a formação de preços antes de avaliar a necessidade de construção de um mercado de capacidade. A adequação dos mecanismos de expansão foi o primeiro tema do evento, que reuniu na última quarta-feira (04/09) Craig Glazer, vice-presidente do órgão regulador dos Estados Unidos PJM; Fredrik Norlund, do Ministério de Empreendimentos, Energia e Comunicações da Suécia; William Hogan, diretor do Grupo de Política de Eletricidade da Universidade de Harvard e Nicolas Kuen, da Diretoria Geral de Energia da Comissão Europeia. A mediadora do debate foi a diretora do Centro de Regulação em Infraestrutura da Fundação Getúlio Vargas, Joísa Dutra.
Glazer afirmou que se a preocupação com a adequação de recursos energéticos existe, a reforma do mercado de energia deve vir em primeiro lugar, com a eliminação de distorções regulatórias. É necessário trabalhar questões como deficiências na formação de preços, interconexão e resposta de demanda. O mercado de capacidade deve ser pensado apenas se preocupações residuais persistirem”, disse o especialista. Ele acrescentou que “o desenho do mercado de capacidade não deve distorcer o funcionamento do mercado.”
O conselho foi reforçado por Hogan, que destacou a necessidade de “consertar o mercado de energia da melhor forma possível.” O especialista de Harvard lembrou que as restrições de transmissão são importantes na questão do mecanismo de capacidade. Ele concluiu que estruturar um mercado de capacidade é muito difícil e pode eventualmente dar confusão, mas não se pode simplesmente deixar de lado esse problema em razão de eventuais dificuldades.
Com um desenho predominantemente térmico, o mercado da PJM tem políticas definidas por 14 reguladores estaduais e federais. A contratação de capacidade é feita pelo prazo de três anos, mas há leilões residuais para ajuste da carga ao longo do ano. O mecanismo dá um sinal de preços para investimento locacional de longo prazo e também para a substituição de unidades ineficientes; promove a competição no aprovisionamento de capacidade e estabilidade de receita para prêmio de riscos menores em mercados de energia; sinaliza uma taxa mínima de atratividade para a introdução de novas tecnologias e recursos pelo lado da demanda e assegura a não discriminação entre suprimento e e outros recursos, explicou Glazer.
Entre os desafios desse modelo estão preços muito sensíveis às restrições da rede de transmissão, recursos subsidiados competindo com não subsidiados e impactos na contratação de longo prazo. Mecanismos de capacidade, disse, devem ser baseados em necessidades reais, ter transparência nos padrões regulatórios e evitar distorções.
Nordlund fez um relato da experiência sueca a partir da desregulamentação do setor elétrico em 1996. Ele falou de desafios, como garantir o balanço de geração na parte sul do país, para que ela não fique dependente da energia hidrelétrica produzida no norte. Por decisão empresarial, antigas plantas nucleares naquele região estão sendo desativadas por terem se tornado menos eficientes ao longo do tempo.
No mercado local, fornecedores oferecem seus produtos com lances por zona e tarifas diferenciadas. Desde 2003, foi criada uma reserva estratégica, que fica disponível entre meados de novembro e meados de março, mas essa reserva não é acionada desde 2012.
O especialista disse que há desafios à frente, com discussões em andamento em todos os níveis e falou no potencial de mercado para soluções de resposta de demanda. Ele também mencionou a nova legislação da União Europeia que trata da metodologia para avaliação de adequações, padrões nacionais de confiabilidade e plano de implementação. A legislação da UE dá diretrizes em relação à formação de reserva estratégica e estabelece padrões de performance para redução das emissões de gases de efeito estufa. O debate sobre a modernização do setor elétrico continua nesta quinta-feira,5 de setembro, com painéis sobre formação de preços e regulação de abuso de mercado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111129/especialistas-falam-em-estruturar-mercado-de-energia-antes-do-mercado-de-capacidade
Glazer afirmou que se a preocupação com a adequação de recursos energéticos existe, a reforma do mercado de energia deve vir em primeiro lugar, com a eliminação de distorções regulatórias. É necessário trabalhar questões como deficiências na formação de preços, interconexão e resposta de demanda. O mercado de capacidade deve ser pensado apenas se preocupações residuais persistirem”, disse o especialista. Ele acrescentou que “o desenho do mercado de capacidade não deve distorcer o funcionamento do mercado.”
O conselho foi reforçado por Hogan, que destacou a necessidade de “consertar o mercado de energia da melhor forma possível.” O especialista de Harvard lembrou que as restrições de transmissão são importantes na questão do mecanismo de capacidade. Ele concluiu que estruturar um mercado de capacidade é muito difícil e pode eventualmente dar confusão, mas não se pode simplesmente deixar de lado esse problema em razão de eventuais dificuldades.
Com um desenho predominantemente térmico, o mercado da PJM tem políticas definidas por 14 reguladores estaduais e federais. A contratação de capacidade é feita pelo prazo de três anos, mas há leilões residuais para ajuste da carga ao longo do ano. O mecanismo dá um sinal de preços para investimento locacional de longo prazo e também para a substituição de unidades ineficientes; promove a competição no aprovisionamento de capacidade e estabilidade de receita para prêmio de riscos menores em mercados de energia; sinaliza uma taxa mínima de atratividade para a introdução de novas tecnologias e recursos pelo lado da demanda e assegura a não discriminação entre suprimento e e outros recursos, explicou Glazer.
Entre os desafios desse modelo estão preços muito sensíveis às restrições da rede de transmissão, recursos subsidiados competindo com não subsidiados e impactos na contratação de longo prazo. Mecanismos de capacidade, disse, devem ser baseados em necessidades reais, ter transparência nos padrões regulatórios e evitar distorções.
Nordlund fez um relato da experiência sueca a partir da desregulamentação do setor elétrico em 1996. Ele falou de desafios, como garantir o balanço de geração na parte sul do país, para que ela não fique dependente da energia hidrelétrica produzida no norte. Por decisão empresarial, antigas plantas nucleares naquele região estão sendo desativadas por terem se tornado menos eficientes ao longo do tempo.
No mercado local, fornecedores oferecem seus produtos com lances por zona e tarifas diferenciadas. Desde 2003, foi criada uma reserva estratégica, que fica disponível entre meados de novembro e meados de março, mas essa reserva não é acionada desde 2012.
O especialista disse que há desafios à frente, com discussões em andamento em todos os níveis e falou no potencial de mercado para soluções de resposta de demanda. Ele também mencionou a nova legislação da União Europeia que trata da metodologia para avaliação de adequações, padrões nacionais de confiabilidade e plano de implementação. A legislação da UE dá diretrizes em relação à formação de reserva estratégica e estabelece padrões de performance para redução das emissões de gases de efeito estufa. O debate sobre a modernização do setor elétrico continua nesta quinta-feira,5 de setembro, com painéis sobre formação de preços e regulação de abuso de mercado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111129/especialistas-falam-em-estruturar-mercado-de-energia-antes-do-mercado-de-capacidade
quinta-feira, 5 de setembro de 2019
China, EUA e Brasil lideram pedidos por aerogeradores no segundo trimestre
O volume de pedidos por aerogeradores no mundo cresceu 111% no segundo trimestre na comparação com o mesmo período do ano passado. Segundo um levantamento da consultoria Wood Mackenzie 91% dos pedidos por aerogeradores em termos globais foram feitos na China, Estados Unidos e Brasil. Os pedidos globais no segundo trimestre alcançaram um novo recorde com 31 GW.
Os dois países líderes vêm apresentando recordes seguidos ao passo que os investidores buscam por equipamentos antes de 2020, ano em que serão extintos subsídios em ambos. Na China foram registrados pedidos de mais de 17 GW no trimestre encerrado em julho, um aumento de 267% quando comparado ao volume do mesmo período de 2018. A maior parte veio da região norte para projetos onshore, cinco empreendedores apresentado pedidos de mais de 1 GW no trimestre anterior.
O relatório da consultoria intitulado, “Análise de pedidos globais por aerogeradores: 2T 2019” (na tradução livre do inglês), aponta que a demanda reportada na China e nos Estados Unidos contribuíram com um total de 79 GW ao longo dos últimos 12 meses, apesar da queda de 41% relatada na Europa entre abril e julho.
Além disso, houve pedidos de mais de 3 GW para projetos offshore, cerca de 2 GW mais que no ano anterior e 800 MW de crescimento quando comparado ao primeiro trimestre deste ano. Com isso o backlog por lá é de cerca de 12,5 GW.
A dinamarquesa Vestas continua na liderança entre os fabricantes, tanto no volume trimestral quando semestral. Esse e o quinto trimestre seguido que a empresa mantém essa posição. Segundo a Wood Mackenzie, esse foi o melhor trimestre de um fabricante para um ano.
Na base trimestral após a Vestas aparece a Mingyang, Siemens Gamesa, Goldwind e GE nos primeiros cinco lugares do ranking global, todos com mais de 2,5 GW nos três meses. No período de janeiro a julho são os mesmos fabricantes mas colocações trocadas, além da dinamarquesa em primeiro lugar seguem a Siemens Gamesa, GE, Minguang e Goldwind, todas com mais de 4 GW em pedidos firmes. Oito dos 10 modelos mais vendidos para projetos onshore são fabricados na China por fabricantes daquele país. A Vestas é a única não chinesa com modelos vendidos no top 10.
A consultoria relatou ainda um aumento de preços nos equipamentos em diversos mercados devido à forte demanda por aerogeradores maiores e de maior capacidade que estão chegando ao mercado mundial. Segundo o diretor de Energia e Renováveis nas Américas da Wood Mackenzie, Luke Lewandowski, no Brasil as cotações apresentaram elevação justamente por conta desses novos modelos de maior capacidade que o mercado local tem demandado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111031/china-eua-e-brasil-lideram-pedidos-por-aerogeradores-no-segundo-trimestre
Os dois países líderes vêm apresentando recordes seguidos ao passo que os investidores buscam por equipamentos antes de 2020, ano em que serão extintos subsídios em ambos. Na China foram registrados pedidos de mais de 17 GW no trimestre encerrado em julho, um aumento de 267% quando comparado ao volume do mesmo período de 2018. A maior parte veio da região norte para projetos onshore, cinco empreendedores apresentado pedidos de mais de 1 GW no trimestre anterior.
O relatório da consultoria intitulado, “Análise de pedidos globais por aerogeradores: 2T 2019” (na tradução livre do inglês), aponta que a demanda reportada na China e nos Estados Unidos contribuíram com um total de 79 GW ao longo dos últimos 12 meses, apesar da queda de 41% relatada na Europa entre abril e julho.
Além disso, houve pedidos de mais de 3 GW para projetos offshore, cerca de 2 GW mais que no ano anterior e 800 MW de crescimento quando comparado ao primeiro trimestre deste ano. Com isso o backlog por lá é de cerca de 12,5 GW.
A dinamarquesa Vestas continua na liderança entre os fabricantes, tanto no volume trimestral quando semestral. Esse e o quinto trimestre seguido que a empresa mantém essa posição. Segundo a Wood Mackenzie, esse foi o melhor trimestre de um fabricante para um ano.
Na base trimestral após a Vestas aparece a Mingyang, Siemens Gamesa, Goldwind e GE nos primeiros cinco lugares do ranking global, todos com mais de 2,5 GW nos três meses. No período de janeiro a julho são os mesmos fabricantes mas colocações trocadas, além da dinamarquesa em primeiro lugar seguem a Siemens Gamesa, GE, Minguang e Goldwind, todas com mais de 4 GW em pedidos firmes. Oito dos 10 modelos mais vendidos para projetos onshore são fabricados na China por fabricantes daquele país. A Vestas é a única não chinesa com modelos vendidos no top 10.
A consultoria relatou ainda um aumento de preços nos equipamentos em diversos mercados devido à forte demanda por aerogeradores maiores e de maior capacidade que estão chegando ao mercado mundial. Segundo o diretor de Energia e Renováveis nas Américas da Wood Mackenzie, Luke Lewandowski, no Brasil as cotações apresentaram elevação justamente por conta desses novos modelos de maior capacidade que o mercado local tem demandado.
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quarta-feira, 4 de setembro de 2019
Edital dos leilões A-1 e A-2 entra em audiência publica na quinta-feira, 5
A proposta de edital dos leilões de energia existente A-1 e A-2 de 2019 vai entrar em audiência pública na próxima quinta-feira, 5 de setembro, e ficará disponível para contribuições até o dia 4 de outubro. Os certames estão programados para o dia 6 de dezembro e são destinados à compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos em operação comercial, em contratos com prazo de suprimento de dois anos.
A A-1 prevê contratos por quantidade com início de suprimento em 1º de janeiro de 2020 e término em 31 de dezembro de 2021. No A-2 estão previstos contratos por quantidade e por disponibilidade (apenas para termelétricas a gás e a biomassa) com início em 1º de janeiro de 2021 e término em 31 de dezembro de 2022. O edital e os contratos dos certames de 2019 reproduzem basicamente as regras dos últimos leilões de energia existente.
O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, alertou que existe uma sobra sistêmica de energia das distribuidoras designadas da Eletrobras, que foram privatizadas no ano passado e ponderou que talvez fosse melhor acomodar antes essa sobra para, na sequência, definir os leilões.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110896/edital-dos-leiloes-a-1-e-a-2-entram-em-audiencia-publica-na-quinta-feira-5
A A-1 prevê contratos por quantidade com início de suprimento em 1º de janeiro de 2020 e término em 31 de dezembro de 2021. No A-2 estão previstos contratos por quantidade e por disponibilidade (apenas para termelétricas a gás e a biomassa) com início em 1º de janeiro de 2021 e término em 31 de dezembro de 2022. O edital e os contratos dos certames de 2019 reproduzem basicamente as regras dos últimos leilões de energia existente.
O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, alertou que existe uma sobra sistêmica de energia das distribuidoras designadas da Eletrobras, que foram privatizadas no ano passado e ponderou que talvez fosse melhor acomodar antes essa sobra para, na sequência, definir os leilões.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110896/edital-dos-leiloes-a-1-e-a-2-entram-em-audiencia-publica-na-quinta-feira-5
terça-feira, 3 de setembro de 2019
CCEE: fator de ajuste do MRE recua para 82,3% em 2019
A revisão mensal das estimativas da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica aponta que o fator de ajuste do MRE médio para 2019 está em 82,3%. O dado foi apresentado pela entidade na transmissão do evento InfoPLD para o mês de setembro. Esse indicador é o resultado de uma significativa queda do índice que para agosto está estimado em 49,7%, o menor patamar já registrado no país. Em quase todos os cenários de sensibilidade analisados confirmam a avaliação da câmara, já com os aprimoramentos do CPAMP para 2020 e a ENA média de 5 anos, esse indicador alcança 82,4%.
A tendência é de o GSF de agosto seja o menor índice a ser alcançado este ano. A curva até o final de 2019 mostra uma reversão e melhoria nos resultados, mas ainda assim está no campo negativo, sendo que em dezembro está o melhor esperado, 92,3%. Já a projeção para fins de repactuação do risco hidrológico no horizonte até outubro de 2020 os valores de fator de ajuste do MRE mantêm a curva no campo negativo com exceção no mês de março do ano que vem que pode ficar em 101,4%.
O impacto financeiro do GSF de acordo com a projeção do PLD médio no submercado SE/CO que está em R$ 195/MWh e considerando o fator de GSF de 82% é de R$ 14 bilhões, sendo R$ 10 bilhões no mercado regulado e os R$ 4 bilhões restantes no ACL.
A projeção de energia armazenada segue a curva normal para os meses no horizonte até setembro de 2020, com leve tendência de alta em comparação aos últimos três anos. O piso está estimado em 28% da capacidade a ser registrado em novembro deste ano. Após isso começa a avançar até 63% em maio como pico e encerra o período da análise em 42% da capacidade total de armazenamento ocupada. Em 1º de setembro deste ano o volume utilizado era de 43,2%.
Já em termos de preços, a projeção do PLD apresentada pela CCEE aponta uma equalização entre os valores em todos os submercados até o mês de fevereiro de 2020. A partir de então o Norte apresenta um descolamento. No período a estimativa de fica em R$ 190/MWh e começa a recuar até cerca de R$ 130/MWh no final do ano. No Norte o descolamento vem com o preço chegando a R$ 42/MWh enquanto nos demais mercados fica no mesmo patamar em R$ 133/MWh. A curva apresenta elevação em julho para R$ 158/MWh e volta a recuar até R$ 132/MWh ao final do período analisado.
A curva é exata para os dois maiores submercados do país, o SE/CO e Sul enquanto varia um pouco no NE, mas que segue a mesma tendência, inclusive nas análises de sensibilidade conduzidas pela CCEE. A curva no Norte volta ao patamar dos demais a partir de julho de 2020.
Preço sombra
O cálculo do preço sombra com base no PLD médio oficial apresentou uma leve variação, segundo dados da CCEE. A câmara separou os valores médios semanais por submercados em dois grupos, o SE/CO e Sul do NE e Norte do país. No primeiro o valor médio semanal ficou maior no preço sombra em todos os períodos comparados. O segundo seguiu a mesma tendência, sendo a única exceção na semana 3 quando ambos os valores ficaram iguais, conforme mostra o gráfico abaixo.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110759/ccee-fator-de-ajuste-do-mre-recua-para-823-em-2019
A tendência é de o GSF de agosto seja o menor índice a ser alcançado este ano. A curva até o final de 2019 mostra uma reversão e melhoria nos resultados, mas ainda assim está no campo negativo, sendo que em dezembro está o melhor esperado, 92,3%. Já a projeção para fins de repactuação do risco hidrológico no horizonte até outubro de 2020 os valores de fator de ajuste do MRE mantêm a curva no campo negativo com exceção no mês de março do ano que vem que pode ficar em 101,4%.
O impacto financeiro do GSF de acordo com a projeção do PLD médio no submercado SE/CO que está em R$ 195/MWh e considerando o fator de GSF de 82% é de R$ 14 bilhões, sendo R$ 10 bilhões no mercado regulado e os R$ 4 bilhões restantes no ACL.
A projeção de energia armazenada segue a curva normal para os meses no horizonte até setembro de 2020, com leve tendência de alta em comparação aos últimos três anos. O piso está estimado em 28% da capacidade a ser registrado em novembro deste ano. Após isso começa a avançar até 63% em maio como pico e encerra o período da análise em 42% da capacidade total de armazenamento ocupada. Em 1º de setembro deste ano o volume utilizado era de 43,2%.
Já em termos de preços, a projeção do PLD apresentada pela CCEE aponta uma equalização entre os valores em todos os submercados até o mês de fevereiro de 2020. A partir de então o Norte apresenta um descolamento. No período a estimativa de fica em R$ 190/MWh e começa a recuar até cerca de R$ 130/MWh no final do ano. No Norte o descolamento vem com o preço chegando a R$ 42/MWh enquanto nos demais mercados fica no mesmo patamar em R$ 133/MWh. A curva apresenta elevação em julho para R$ 158/MWh e volta a recuar até R$ 132/MWh ao final do período analisado.
A curva é exata para os dois maiores submercados do país, o SE/CO e Sul enquanto varia um pouco no NE, mas que segue a mesma tendência, inclusive nas análises de sensibilidade conduzidas pela CCEE. A curva no Norte volta ao patamar dos demais a partir de julho de 2020.
Preço sombra
O cálculo do preço sombra com base no PLD médio oficial apresentou uma leve variação, segundo dados da CCEE. A câmara separou os valores médios semanais por submercados em dois grupos, o SE/CO e Sul do NE e Norte do país. No primeiro o valor médio semanal ficou maior no preço sombra em todos os períodos comparados. O segundo seguiu a mesma tendência, sendo a única exceção na semana 3 quando ambos os valores ficaram iguais, conforme mostra o gráfico abaixo.
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segunda-feira, 2 de setembro de 2019
Setor elétrico caminha em direção ao avanço tecnológico, avaliam CEOs
Enquanto o mercado nacional discute a modernização do setor elétrico, a chegada das novas tecnologias e a sua inserção no modelo regulatório as empresas vêm atuando de forma a viabilizar essas novas formas de fazer negócio. São termos como armazenamento de energia, flexibilidade, recursos distribuídos, off grid, dentre outros. No foco está a transformação energética pelo qual o mundo está passando, aqui em seu início e lá fora como uma realidade.
O presidente da PSR, Luiz Barroso, lembrou que o mundo já mudou e há exemplos de novas soluções das empresas diretamente ao consumidor final. E essa mudança, comentou ele, não significa que é negativa, representa apenas o fim de um ciclo e alerta que as empresas devem se preparar para enfrentar esses novos desafios. Estes todos baseados em tecnologia.
Esse foi o tema do fórum de CEOs na 16ª edição do Enase, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia/Informa Markets, no Rio de Janeiro. No foco das discussões está a tecnologia como driver da modernização do setor elétrico.
Na avaliação do presidente da CPFL Energia, Gustavo Estrella, o avanço da tecnologia é uma megatendência que querendo as autoridades de qualquer país ou não irá acontecer. Ele apontou que este representa um desafio para o setor que é tradicional e altamente regulado. Uma das questões apontadas por ele é como adaptar o negócio se não se sabe qual o caminho será tomado aqui no país.
Ele citou os programas de P&D da Aneel como um bom exemplo para avançar em inovação e tecnologia no país. “Escala é o caminho para a tecnologia, no nosso caso a aposta recai sobre aquelas testadas no mundo todo”, disse ele. “O uso da tecnologia não será monopolizada, será difundida e disseminada em busca da melhor solução para o cliente”, acrescentou.
Luiz Fernando Vianna, presidente do Lactec, completou ao lembrar que os investimentos nesse programa vêm aumentando progressivamente. Dentre os quatro assuntos que mais demandaram investimentos tivemos a geração eólica e solar com R$ 250 milhões cada, depois veio a chamada pública da Aneel para armazenamento com R$ 400 milhões de investimentos e a mais recente, de mobilidade R$ 500 milhões. “Eu vejo as empresas investimento em P&D e de forma consciente, contribuindo, dessa forma, com a modernização do setor elétrico”, ressaltou ele.
Miguel Setas, da EDP Brasil, destacou por sua vez que a transição tecnológica no setor é uma questão inexorável, seja ela com ou sem o acompanhamento do marco regulatório. Isso porque vai no sentido de alcançar o cliente de forma direta e a sua satisfação. Para isso, citou o caso da robotização da empresa que comanda. São 180 já instalados que representaram um impacto significativo nos custos e na eficiência em ações como a supervisão de linhas. Ele citou além disso, o avanço da mobilidade elétrica, o de medidores inteligentes que pode ser que nem seja possível de ser alcançado no país por inteiro por conta da escala gigantesca com 83 milhões de unidades consumidoras.
“Se temos 30% desse mercado já estamos a falar de R$ 40 bilhões de investimentos. Ao mesmo tempo temos perspectivas com carregadores elétricos com R$ 30 bilhões de aportes e outras ações, chegamos facilmente a um mercado que demanda investimentos de R$ 130 a R$ 140 bilhões em investimentos em inovação”, disse o executivo.
Nesse mesmo mercado, o CEO da Enel Brasil, Nicola Cotugno, lembrou da atuação em medição inteligente como um dos pontos que o país abre oportunidades. E as transformações vêm a reboque da expansão das renováveis no Brasil, que está mudando o perfil do setor e da indústria que atende o mercado. “No mundo da distribuição acho que muito tem a vir não somente porque as tecnologias estão em linha com outros ativos, vemos a possibilidade de no mercado de distribuição, ao entrar na casa dos clientes, há oportunidade de oferecer uma série de serviços distintos”, apontou.
Em termos de serviços, a Comerc avançou ao hoje ter uma empresa de tecnologia criada para atender suas demandas. Só que esse segmento cresceu ao passo de se tornar um negócio economicamente viável, lembrou o presidente Christopher Vlavianos. Ele relatou em sua participação no Enase 2019 que de três anos para cá esse segmento cresceu e passou a investir em telemetria, startups, mobilidade entre outras ações. O executivo ressaltou que o consumidor e cliente estão mais participativos nesse mercado e que estão exigindo cada vez mais ações mais rápidas das empresas que precisam estar prontas para atender a essa nova demanda. “Não falo que devemos criar a roda mas sim usá-la da forma mais rápida possível”, comparou.
O presidente da Neoenergia no Brasil, Mario Ruiz, afirmou que a preservação dos principais e tradicionais elos da cadeira, a geração, transmissão e distribuição, são fundamentais para o modelo desejado de setor elétrico que traga a inovação e tecnologia para a sociedade. Ele usa a experiência da própria Iberdrola, controladora do grupo que ele dirige no Brasil, que foi a primeira a gerar energia eólica no mundo e que tem 150 anos de vida. E reforçou que a velocidade da inovação e da regulação desenvolvem-se de forma diferente.
Eduardo Sattamini, da Engie Brasil Energia, lembrou que o país ruma para o momento de adotar os preços horários com a valorização dos atributos das fontes. Ainda mais com o avanço das fontes intermitentes. Além disso há a perspectiva de leilões de lastro e energia que deve avançar caso o país pense em modernização do setor. Contudo, alertou que apesar das intenções, não se deve achar que o modelo será acertado de primeira. “Devemos ter a consciência de que não acertaremos no início e é necessário que tenhamos flexibilidade regulatória, um fator importante. O mercado liberalizado gera controvérsia e é um terreno para a judicialização voltar”, comentou ele em sua participação.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110528/setor-eletrico-caminha-em-direcao-ao-avanco-tecnologico-avaliam-ceos
O presidente da PSR, Luiz Barroso, lembrou que o mundo já mudou e há exemplos de novas soluções das empresas diretamente ao consumidor final. E essa mudança, comentou ele, não significa que é negativa, representa apenas o fim de um ciclo e alerta que as empresas devem se preparar para enfrentar esses novos desafios. Estes todos baseados em tecnologia.
Esse foi o tema do fórum de CEOs na 16ª edição do Enase, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia/Informa Markets, no Rio de Janeiro. No foco das discussões está a tecnologia como driver da modernização do setor elétrico.
Na avaliação do presidente da CPFL Energia, Gustavo Estrella, o avanço da tecnologia é uma megatendência que querendo as autoridades de qualquer país ou não irá acontecer. Ele apontou que este representa um desafio para o setor que é tradicional e altamente regulado. Uma das questões apontadas por ele é como adaptar o negócio se não se sabe qual o caminho será tomado aqui no país.
Ele citou os programas de P&D da Aneel como um bom exemplo para avançar em inovação e tecnologia no país. “Escala é o caminho para a tecnologia, no nosso caso a aposta recai sobre aquelas testadas no mundo todo”, disse ele. “O uso da tecnologia não será monopolizada, será difundida e disseminada em busca da melhor solução para o cliente”, acrescentou.
Luiz Fernando Vianna, presidente do Lactec, completou ao lembrar que os investimentos nesse programa vêm aumentando progressivamente. Dentre os quatro assuntos que mais demandaram investimentos tivemos a geração eólica e solar com R$ 250 milhões cada, depois veio a chamada pública da Aneel para armazenamento com R$ 400 milhões de investimentos e a mais recente, de mobilidade R$ 500 milhões. “Eu vejo as empresas investimento em P&D e de forma consciente, contribuindo, dessa forma, com a modernização do setor elétrico”, ressaltou ele.
Miguel Setas, da EDP Brasil, destacou por sua vez que a transição tecnológica no setor é uma questão inexorável, seja ela com ou sem o acompanhamento do marco regulatório. Isso porque vai no sentido de alcançar o cliente de forma direta e a sua satisfação. Para isso, citou o caso da robotização da empresa que comanda. São 180 já instalados que representaram um impacto significativo nos custos e na eficiência em ações como a supervisão de linhas. Ele citou além disso, o avanço da mobilidade elétrica, o de medidores inteligentes que pode ser que nem seja possível de ser alcançado no país por inteiro por conta da escala gigantesca com 83 milhões de unidades consumidoras.
“Se temos 30% desse mercado já estamos a falar de R$ 40 bilhões de investimentos. Ao mesmo tempo temos perspectivas com carregadores elétricos com R$ 30 bilhões de aportes e outras ações, chegamos facilmente a um mercado que demanda investimentos de R$ 130 a R$ 140 bilhões em investimentos em inovação”, disse o executivo.
Nesse mesmo mercado, o CEO da Enel Brasil, Nicola Cotugno, lembrou da atuação em medição inteligente como um dos pontos que o país abre oportunidades. E as transformações vêm a reboque da expansão das renováveis no Brasil, que está mudando o perfil do setor e da indústria que atende o mercado. “No mundo da distribuição acho que muito tem a vir não somente porque as tecnologias estão em linha com outros ativos, vemos a possibilidade de no mercado de distribuição, ao entrar na casa dos clientes, há oportunidade de oferecer uma série de serviços distintos”, apontou.
Em termos de serviços, a Comerc avançou ao hoje ter uma empresa de tecnologia criada para atender suas demandas. Só que esse segmento cresceu ao passo de se tornar um negócio economicamente viável, lembrou o presidente Christopher Vlavianos. Ele relatou em sua participação no Enase 2019 que de três anos para cá esse segmento cresceu e passou a investir em telemetria, startups, mobilidade entre outras ações. O executivo ressaltou que o consumidor e cliente estão mais participativos nesse mercado e que estão exigindo cada vez mais ações mais rápidas das empresas que precisam estar prontas para atender a essa nova demanda. “Não falo que devemos criar a roda mas sim usá-la da forma mais rápida possível”, comparou.
O presidente da Neoenergia no Brasil, Mario Ruiz, afirmou que a preservação dos principais e tradicionais elos da cadeira, a geração, transmissão e distribuição, são fundamentais para o modelo desejado de setor elétrico que traga a inovação e tecnologia para a sociedade. Ele usa a experiência da própria Iberdrola, controladora do grupo que ele dirige no Brasil, que foi a primeira a gerar energia eólica no mundo e que tem 150 anos de vida. E reforçou que a velocidade da inovação e da regulação desenvolvem-se de forma diferente.
Eduardo Sattamini, da Engie Brasil Energia, lembrou que o país ruma para o momento de adotar os preços horários com a valorização dos atributos das fontes. Ainda mais com o avanço das fontes intermitentes. Além disso há a perspectiva de leilões de lastro e energia que deve avançar caso o país pense em modernização do setor. Contudo, alertou que apesar das intenções, não se deve achar que o modelo será acertado de primeira. “Devemos ter a consciência de que não acertaremos no início e é necessário que tenhamos flexibilidade regulatória, um fator importante. O mercado liberalizado gera controvérsia e é um terreno para a judicialização voltar”, comentou ele em sua participação.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110528/setor-eletrico-caminha-em-direcao-ao-avanco-tecnologico-avaliam-ceos
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