Projeções da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) apontam que a fonte solar deverá receber investimentos privados que podem somar mais de R$ 19,7 bilhões no ano de 2020. Esse valor considera o segmento de geração distribuída e centralizada. Desse volume, indica a entidade, a geração distribuída corresponderá a cerca de R$ 16,4 bilhões, com o acréscimo de mais de 4 GW de potência instalada. Se a projeção da associação se confirmar, a GD apresentará um crescimento de 170% frente ao total acumulado até 2019, passando de 2 GW para 5,4 GW. Já no segmento centralizado, o crescimento previsto será de 25%, saindo dos atuais 2,4 GW para 3 GW.
Com base nesses números, a associação estima ainda que a fonte deverá gerar mais de 120 mil novos empregos em 2020. Deviso a sua característica, estes postos estarão espalhados por todas as regiões do País. Ao se confirmar as expectativas, o setor deve encerrar 2020 com um total acumulado de mais de 250 mil empregos no Brasil desde 2012, distribuídos entre mais de 15 mil empresas de todos os elos produtivos do setor. A maior parcela destes postos de trabalho deverá vir das mais de 14 mil pequenas e médias empresas do segmento de geração distribuída, responsáveis por mais de 162 mil empregos acumulados.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53125450/fonte-solar-podera-investir-r-197-bi-em-2020-estima-absolar
sexta-feira, 31 de janeiro de 2020
quinta-feira, 30 de janeiro de 2020
Empresas compraram 19,5 GW em energia renovável, aponta BNEF
As empresas compraram uma quantidade recorde de energia limpa por meio de PPAs em 2019. Esse volume representa um aumento de mais de 40% em relação ao registro do ano anterior. De acordo com um levantamento da Bloomberg NEF, a maioria dessas compras ocorreu nos Estados Unidos, mas também está na base da forte tendência de alta o aumento dos compromissos de sustentabilidade corporativa em todo o mundo. Os dados constam do Corporate Energy Market Outlook, edição do primeiro semestre de 2020. Foram cerca de 19,5 GW em contratos assinados por mais de 100 empresas em 23 países diferentes em 2019. No ano anterior o montante somou 13,6 GW, mais do que o triplo da atividade vista em 2017.
De acordo com análise da empresa, o total de 2019 foi equivalente a mais de 10% de toda a capacidade de energia renovável adicionada globalmente no ano passado. Os projetos envolvidos deverão receber investimentos entre US$ 20 bilhões e US$ 30 bilhões para serem desenvolvidos e construídos.
No acumulado desde 2008, a estimativa é de que os PPAs somam mais de 50 GW. Essa é a estimativa de Jonas Rooze, analista de sustentabilidade da BNEF. Ele comentou em comunicado que esse volume é maior do que as frotas de geração de energia de mercados como Vietnã e Polônia.
À frente desse processo estão as empresas de tecnologia. O Google assinou contratos para comprar mais de 2,7 GW globalmente em 2019, mais do que qualquer outra corporação. Em setembro de 2019, a gigante da tecnologia anunciou PPAs para comprar 1,9 GW em seis países, este, o maior anúncio individual já feito por uma corporação. A empresa usou um processo exclusivo de leilão reverso para assinar esses contratos, com os desenvolvedores participando de um processo de licitação pública ao vivo. Ainda figuram nessa lista o Facebook com 1,1 GW, a Amazon com 0,9 GW e a Microsoft, 0,8 GW.
No levantamento, destacou a BNEF, há um número crescente de empresas de petróleo e gás. A Occidental Petroleum, Chevron e Energy Transfer Partners assinaram contratos solares em 2019, seguindo as etapas da ExxonMobil, que iniciou a tendência assinando dois PPAs, totalizando 575 MW no final de 2018.
Os PPAs na região das Américas totalizaram 15,7 GW, onde os EUA compuseram a maior parte disso, com 13,6 GW. Mais de 80% desses contratos assinados nos EUA em 2019, ou 11,2 GW, estavam sob o modelo virtual de PPA – contratos sintéticos que só podem ser assinados em mercados desregulados. Os 2,4 GW restantes de energia limpa comprados por empresas nos EUA em 2019 foram transacionados sob tarifas verdes, oferecidas por empresas de serviços públicos em mercados regulamentados. Na Europa, Oriente Médio, África (EMEA) e América Latina, foram registrados novos recordes.
Na América Latina, especificamente, teve um crescimento triplo no mercado corporativo de PPA, o Brasil e o Chile emergiram como os principais mercados. Os clientes brasileiros com demanda anual superior a 3 MW, conhecidos como consumidores atacadistas, negociaram contratos diretamente com desenvolvedores de energia limpa. No Chile, grandes empresas de mineração como o BHP Group e Antofagasta, enfrentando pressões semelhantes dos investidores às empresas de petróleo e gás, estão negociando acordos especiais de fornecimento de energia limpa com os varejistas. A Colômbia é o próximo mercado latino-americano a assistir, após o lançamento bem-sucedido de seus primeiros leilões de energia limpa.
Os compromissos de sustentabilidade corporativa também dispararam em 2019 e foram um dos principais vetores do ano de 2019. Quase 400 empresas em todo o mundo se comprometeram a estabelecer uma meta, mais do que duplicando o número total de empresas com PPAs. Essas empresas se comprometeram a reduzir suas emissões de acordo com o Acordo de Paris, e a energia limpa será uma parte essencial dessa estratégia. Além disso, 63 organizações estabeleceram uma meta de ‘RE100’, comprometendo-se a compensar 100% de sua demanda de eletricidade com energia limpa. O RE100 totalizou 221 membros até 2019, consumindo coletivamente 233 TWh de eletricidade em 2018, com base em seus últimos registros.
A BNEF estima que essas 221 empresas RE100 precisarão comprar 210 TWh adicional de eletricidade limpa em 2030 para cumprir suas metas. Se esse déficit fosse atendido com PPAs externos, ele catalisaria uma estimativa de 105 GW de energia solar e eólica nova globalmente. O financiamento dessas novas adições exigiria um investimento adicional de US$ 98 bilhões.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53125303/empresas-compraram-195-gw-em-energia-renovavel-aponta-bnef
De acordo com análise da empresa, o total de 2019 foi equivalente a mais de 10% de toda a capacidade de energia renovável adicionada globalmente no ano passado. Os projetos envolvidos deverão receber investimentos entre US$ 20 bilhões e US$ 30 bilhões para serem desenvolvidos e construídos.
No acumulado desde 2008, a estimativa é de que os PPAs somam mais de 50 GW. Essa é a estimativa de Jonas Rooze, analista de sustentabilidade da BNEF. Ele comentou em comunicado que esse volume é maior do que as frotas de geração de energia de mercados como Vietnã e Polônia.
À frente desse processo estão as empresas de tecnologia. O Google assinou contratos para comprar mais de 2,7 GW globalmente em 2019, mais do que qualquer outra corporação. Em setembro de 2019, a gigante da tecnologia anunciou PPAs para comprar 1,9 GW em seis países, este, o maior anúncio individual já feito por uma corporação. A empresa usou um processo exclusivo de leilão reverso para assinar esses contratos, com os desenvolvedores participando de um processo de licitação pública ao vivo. Ainda figuram nessa lista o Facebook com 1,1 GW, a Amazon com 0,9 GW e a Microsoft, 0,8 GW.
No levantamento, destacou a BNEF, há um número crescente de empresas de petróleo e gás. A Occidental Petroleum, Chevron e Energy Transfer Partners assinaram contratos solares em 2019, seguindo as etapas da ExxonMobil, que iniciou a tendência assinando dois PPAs, totalizando 575 MW no final de 2018.
Os PPAs na região das Américas totalizaram 15,7 GW, onde os EUA compuseram a maior parte disso, com 13,6 GW. Mais de 80% desses contratos assinados nos EUA em 2019, ou 11,2 GW, estavam sob o modelo virtual de PPA – contratos sintéticos que só podem ser assinados em mercados desregulados. Os 2,4 GW restantes de energia limpa comprados por empresas nos EUA em 2019 foram transacionados sob tarifas verdes, oferecidas por empresas de serviços públicos em mercados regulamentados. Na Europa, Oriente Médio, África (EMEA) e América Latina, foram registrados novos recordes.
Na América Latina, especificamente, teve um crescimento triplo no mercado corporativo de PPA, o Brasil e o Chile emergiram como os principais mercados. Os clientes brasileiros com demanda anual superior a 3 MW, conhecidos como consumidores atacadistas, negociaram contratos diretamente com desenvolvedores de energia limpa. No Chile, grandes empresas de mineração como o BHP Group e Antofagasta, enfrentando pressões semelhantes dos investidores às empresas de petróleo e gás, estão negociando acordos especiais de fornecimento de energia limpa com os varejistas. A Colômbia é o próximo mercado latino-americano a assistir, após o lançamento bem-sucedido de seus primeiros leilões de energia limpa.
Os compromissos de sustentabilidade corporativa também dispararam em 2019 e foram um dos principais vetores do ano de 2019. Quase 400 empresas em todo o mundo se comprometeram a estabelecer uma meta, mais do que duplicando o número total de empresas com PPAs. Essas empresas se comprometeram a reduzir suas emissões de acordo com o Acordo de Paris, e a energia limpa será uma parte essencial dessa estratégia. Além disso, 63 organizações estabeleceram uma meta de ‘RE100’, comprometendo-se a compensar 100% de sua demanda de eletricidade com energia limpa. O RE100 totalizou 221 membros até 2019, consumindo coletivamente 233 TWh de eletricidade em 2018, com base em seus últimos registros.
A BNEF estima que essas 221 empresas RE100 precisarão comprar 210 TWh adicional de eletricidade limpa em 2030 para cumprir suas metas. Se esse déficit fosse atendido com PPAs externos, ele catalisaria uma estimativa de 105 GW de energia solar e eólica nova globalmente. O financiamento dessas novas adições exigiria um investimento adicional de US$ 98 bilhões.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53125303/empresas-compraram-195-gw-em-energia-renovavel-aponta-bnef
quarta-feira, 29 de janeiro de 2020
Energia limpa contratada por empresas atinge recorde de 19,5 GW em 2019
O volume de energia limpa adquirido em contratos de longo prazo (PPAs, na sigla em inglês) por empresas foi recorde em 2019, de 19,5 gigawatts (GW), de acordo com levantamento divulgado há pouco pela BloombergNEF (BNEF). Segundo o estudo, o montante é mais de 40% superior ao apurado no ano anterior, que também havia sido recorde.
De acordo com a consultoria, a assinatura desses contratos no ano passado envolve investimentos estimados entre US$ 20 bilhões e US$ 30 bilhões na construção de projetos de geração de energia limpa.
De acordo com a BNEF, a maioria dos contratos do tipo foi firmada nos Estados Unidos.
Mais uma vez, companhias de tecnologia lideraram a aquisição de energia limpa em contratos de longo prazo. Segundo a BNEF, a Google assinou contratos para comprar 2,7 GW de energia limpa globalmente em 2019. Em segundo lugar está o Facebook (1,1 GW), seguido por Amazon (0,9 GW) e Microsoft (0,8 GW).
A consultoria também identificou um crescimento de contratação de energia limpa por empresas do setor de óleo e gás. As empresas Occidental Petroleum, Chevron e Energy Transfer Partners assinaram contratos para aquisição de energia solar em 2019. Outro destaque foi a ExxonMobil, que assinou dois contratos para aquisição de energia limpa em um total de 575 megawatts (MW) no fim de 2018.
Leia mais em: https://valor.globo.com/empresas/noticia/2020/01/28/energia-limpa-contratada-por-empresas-atinge-recorde-de-195-gw-em-2019.ghtml
terça-feira, 28 de janeiro de 2020
Bahia produziu mais de 30% da energia eólica e solar do país em 2019
A Bahia foi responsável em 2019 por mais de 30% da produção de energia renovável no país. De acordo com balanço divulgado nesta sexta-feira, 24 de janeiro, 31,8% vieram pela fonte eólica e 33,7% pela solar. A energia a partir dos ventos cresceu mais de 50% no estado, enquanto a fotovoltaica subiu mais de 70% em relação a 2018. Os parques já em operação angariaram cerca de R$ 20 bilhões em investimentos e foram responsáveis pela criação de mais de 32,2 mil empregos. Os dados constam do Informe Executivo de Energias Renováveis de dezembro da Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDE).
Na sua avaliação, do vice-governador e secretário de Desenvolvimento Econômico do Estado, João Leão, que consta do comunicado, além de contribuir para a diversificação da matriz energética, o setor alavancou o desenvolvimento econômico e social no interior, especialmente no semiárido, onde a maioria dos parques estão implantados.
Eólica
De janeiro a novembro de 2019, foram gerados 15.152 GW hora/ano. A Bahia tem 165 parques eólicos em operação, com capacidade instalada de 4GW e mais de 1.340 aerogeradores. Os parques implantados já beneficiaram 20 municípios: Bonito, Brotas de Macaúbas, Brumado, Caetité, Cafarnaum, Campo Formoso, Casa Nova, Dom Basílio, Gentio do Ouro, Guanambi, Igaporã, Morro do Chapéu, Mulungu do Morro, Ourolândia, Pindaí, Sento Sé, Sobradinho, Umburanas, Várzea Nova e Xique-Xique. Nesses locais foram investidos R$ 16,3 bilhões e gerados mais de 22 mil empregos diretos na fase de construção.
E ainda há 43 parques em construção e 40 empreendimentos com obras a iniciar. A previsão de investimento é de R$ 8,5 bilhões e estima que serão criados 33,9 mil empregos diretos e indiretos. Até 2025, a previsão é que a Bahia alcance 6,3 GW de potência instalada.
Solar
Em relação aos 29 parques fotovoltaicos em operação, com 777 MW de potência e mais de 3 milhões de módulos instalados, foram aplicados R$ 3,8 bilhões nos municípios de Barreiras, Bom Jesus da Lapa, Casa Nova, Guanambi, Itaguaçu da Bahia, Juazeiro e Tabocas do Brejo Velho. O estado ainda tem 14 parques a serem implementados, com previsão de acréscimo de 657 MW até 2024, num investimento estimado em R$ 2,8 bilhões.
Quanto à GD, o crescimento foi de 100% em relação ao ano anterior, 2.862 unidades geradoras foram inseridas no sistema, acrescentando 29,92 MW de potência.
segunda-feira, 27 de janeiro de 2020
Carga afunda e ajuda a reduzir o CMO
A expectativa de carga de energia elétrica para janeiro aponta para uma redução de 2,8% na comparação com igual mês de 2019. As previsões do Operador Nacional do Sistema (ONS), atualizadas nesta sexta-feira, 24 de janeiro, indicam que a carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) deverá atingir 71.085 MW médios, ante uma expectativa de 72.606 MW médios apresentada na semana anterior.
Estima-se que o subsistema Sudeste atinja a carga de 40.946 MW médios, queda de 5,3% na mesma base de comparação, tornando-se o principal responsável por afundar a carga de energia do país em janeiro de 2020. A carga de energia é a soma do consumo elétrico no SIN com as perdas elétricas de transmissão.
As chuvas estão abaixo da média histórica para o mês de janeiro, apontando para energias naturais afluente de 73% no SE/CO, 44% no sul, 37% no NE e 61% no norte.
Por conta da falta de chuvas, os reservatórios ainda não apresentaram a recuperação esperada para essa época do ano. A expectativa é que o armazenamento máximo no sudeste, que concentra 70% das hidrelétricas, chegue a 23,9% no final de janeiro. Para os demais subsistemas espera-se alcançar 24,9% no sul, 40,8% no NE e 18,8% no norte.
Essa conjuntura permitiu que a média do Custo Marginal da Operação (CMO) fosse reduzida de R$ 349,15/MWh para R$ 318,05/MWh , queda de 8,91% para o período de 25 a 31 de janeiro.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53124772/carga-afunda-e-ajuda-a-reduzir-o-cmo
Estima-se que o subsistema Sudeste atinja a carga de 40.946 MW médios, queda de 5,3% na mesma base de comparação, tornando-se o principal responsável por afundar a carga de energia do país em janeiro de 2020. A carga de energia é a soma do consumo elétrico no SIN com as perdas elétricas de transmissão.
As chuvas estão abaixo da média histórica para o mês de janeiro, apontando para energias naturais afluente de 73% no SE/CO, 44% no sul, 37% no NE e 61% no norte.
Por conta da falta de chuvas, os reservatórios ainda não apresentaram a recuperação esperada para essa época do ano. A expectativa é que o armazenamento máximo no sudeste, que concentra 70% das hidrelétricas, chegue a 23,9% no final de janeiro. Para os demais subsistemas espera-se alcançar 24,9% no sul, 40,8% no NE e 18,8% no norte.
Essa conjuntura permitiu que a média do Custo Marginal da Operação (CMO) fosse reduzida de R$ 349,15/MWh para R$ 318,05/MWh , queda de 8,91% para o período de 25 a 31 de janeiro.
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sexta-feira, 24 de janeiro de 2020
ONS: geração eólica em dezembro chega a 6.693 MW médios
A geração eólica média em dezembro de 2019 ficou em 6.693 MW médios e o fator de capacidade médio chegou a 46,7%, esse volume foi superior à do mesmo período do ano anterior, quando a geração média ficou em 4.791 MW médios e o fator em 35,39%. De acordo com dados do Boletim Mensal de Geração Eólica do Operador Nacional do Sistema Elétrico, a geração ficou levemente abaixo da registrada ante o mês anterior, de 7.009 MW médios e fator de capacidade de 49,15%. Em 2017, a geração ficou em 4.746 MW médios e fator de capacidade chegou a 40,94%.
A capacidade instalada da fonte no país terminou o ano com 14,3 GW instalados. Os estados do Rio Grande do Norte e Bahia continuam na liderança da capacidade, com 3,95 GW e 3,94 GW, respectivamente. O Ceará vem em terceiro, com 1,8 GW. A Bahia teve a maior expansão do ano, crescendo 1,5 GW e o Rio Grande do Norte veio em seguida, com 447,6 MW.
Agosto foi o mês com maior geração média em 2019, com 8.449 MW e fator de capacidade médio de 60,01%. Nesse mesmo período de 2018, a geração ficou em 6.908 MW e fator de 56,48%. Já fevereiro, com 3.236 MW, foi o que teve a geração mais baixa, com fator de capacidade de 23,55%. No consolidado do ano anterior, a geração média registrou 3.045 MW, com fator de capacidade médio de 25,5%.
Por submercado, o Nordeste teve geração média de 5.688 MW médios em dezembro, mais que em 2018, quando marcou 4.044 MW médios.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53124566/ons-geracao-eolica-em-dezembro-chegou-a-6-693-mw-medios
quinta-feira, 23 de janeiro de 2020
Fonte solar domina oferta em leilão de energia
A fonte solar respondeu por mais da metade de toda a oferta inscrita para o próximo leilão de energia nova, previsto para 28 de maio. O certame será do tipo “A-4”, em que serão negociados contratos de energia de novos empreendimentos com início de suprimento quatro anos à frente (ou seja, em 2024).
De acordo com informações da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 794 projetos de geração de energia solar fotovoltaica, com um total de 28.667 megawatts (MW) de capacidade.
O montante equivale a 55% do total inscrito para o leilão de 51.438 MW, provenientes de 1.528 empreendimentos.
Outra fonte que se destacou na etapa de cadastramento foi a eólica. Ao todo foram inscritos 659 projetos do tipo, somando uma capacidade instalada de 20.825 megawatts.
Juntas, as fontes eólica e solar respondem por 96,2% de toda a oferta cadastrada para o leilão.
Também estão inscritos 54 projetos hidrelétricos de diferentes portes. Entre eles, estão quatro hidrelétricas, somando 177 megawatts.
Também foram cadastradas 39 pequenas centrais hidrelétricas (PCHs, usinas com capacidade entre 5 e 30 MW), totalizando 591 MW, e 11 centrais geradoras hidrelétricas (CGHs, usinas com menos de 5 MW), com um total de 33 MW.
Completam a lista outros 21 projetos de termelétricas a biomassa, somando 1.145 megawatts de capacidade.
Entre os Estados, a Bahia lidera a lista de projetos inscritos, com 481 empreendimentos. Desse total, são 281 projetos eólicos e 200 de fonte solar fotovoltaica.
Em relação à oferta, os empreendimentos baianos somam 14.801 MW, mais de um quarto de toda a capacidade inscrita para o leilão.
Em segundo lugar está o Rio Grande do Norte, com 251 projetos, sendo 131 eólicas e 120 plantas solares fotovoltaicas, totalizando 8.673 MW ou 17% da capacidade inscrita no certame.
O terceiro colocado é o Piauí, com 207 empreendimentos inscritos, sendo 47 projetos eólicos e 160 usinas solares, totalizando 7.082 megawatts. O volume equivale a 14% da oferta inscrita para o leilão.
Os projetos ainda passarão por uma etapa de habilitação, em que serão analisados documentos dos empreendimentos. O prazo para a apresentação da licença ambiental dos projetos se encerra em 9 de março.
Leia mais em: https://valor.globo.com/brasil/noticia/2020/01/23/fonte-solar-domina-oferta-em-leilao-de-energia.ghtml
De acordo com informações da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 794 projetos de geração de energia solar fotovoltaica, com um total de 28.667 megawatts (MW) de capacidade.
O montante equivale a 55% do total inscrito para o leilão de 51.438 MW, provenientes de 1.528 empreendimentos.
Outra fonte que se destacou na etapa de cadastramento foi a eólica. Ao todo foram inscritos 659 projetos do tipo, somando uma capacidade instalada de 20.825 megawatts.
Juntas, as fontes eólica e solar respondem por 96,2% de toda a oferta cadastrada para o leilão.
Também estão inscritos 54 projetos hidrelétricos de diferentes portes. Entre eles, estão quatro hidrelétricas, somando 177 megawatts.
Também foram cadastradas 39 pequenas centrais hidrelétricas (PCHs, usinas com capacidade entre 5 e 30 MW), totalizando 591 MW, e 11 centrais geradoras hidrelétricas (CGHs, usinas com menos de 5 MW), com um total de 33 MW.
Completam a lista outros 21 projetos de termelétricas a biomassa, somando 1.145 megawatts de capacidade.
Entre os Estados, a Bahia lidera a lista de projetos inscritos, com 481 empreendimentos. Desse total, são 281 projetos eólicos e 200 de fonte solar fotovoltaica.
Em relação à oferta, os empreendimentos baianos somam 14.801 MW, mais de um quarto de toda a capacidade inscrita para o leilão.
Em segundo lugar está o Rio Grande do Norte, com 251 projetos, sendo 131 eólicas e 120 plantas solares fotovoltaicas, totalizando 8.673 MW ou 17% da capacidade inscrita no certame.
O terceiro colocado é o Piauí, com 207 empreendimentos inscritos, sendo 47 projetos eólicos e 160 usinas solares, totalizando 7.082 megawatts. O volume equivale a 14% da oferta inscrita para o leilão.
Os projetos ainda passarão por uma etapa de habilitação, em que serão analisados documentos dos empreendimentos. O prazo para a apresentação da licença ambiental dos projetos se encerra em 9 de março.
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quarta-feira, 22 de janeiro de 2020
Cresce a produção de energia solar no Brasil
Segundo mapeamento da Absolar, a fonte solar fotovoltaica representa 99,8% das instalações de geração distribuída do país, num total de 171 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados à rede e mais de R$ 10 bilhões em investimentos acumulados desde 2012, espalhados pelas cinco regiões nacionais. O segmento abrange sistemas de microgeração e minigeração distribuída em residências, comércios, indústrias, produtores rurais, prédios públicos e pequenos terrenos.
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Em número de sistemas fotovoltaicos instalados no Brasil, os consumidores residenciais estão no topo da lista, representando 72,60% do total. Em seguida, aparecem as empresas dos setores de comércio e serviços (17,99%), consumidores rurais (6,25%), indústrias (2,68%), poder público (0,43%) e outros tipos, como serviços públicos (0,04%) e iluminação pública (0,01%).
Apesar da marca atingida, o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, destaca que ainda é pouco para um país das dimensões do Brasil, que necessita de um marco regulatório para dar maior segurança ao investidor, e "que desfaça a insegurança jurídica que paira sobre o mercado", afirmou em nota. A energia eólica, por exemplo, já conta com 15GW instalados, mas começou a ser implantada em 2005, bem antes da energia solar (2012).
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estudava mudança nas regras da Resolução Normativa 482/2012, que normatizou a geração distribuída no país, propondo o pagamento da chamada taxa-fio (Tusd) às distribuidoras. Após críticas, o presidente Jair Bolsonaro afirmou que não "iria taxar o sol".
Em queda
O consumo de energia elétrica caiu 2,4% na primeira quinzena de 2020 frente ao mesmo período de 2019, passando de 65,37 mil MW médios para 63,79 mil MW médios, de acordo com informações disponibilizadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O mercado cativo (distribuidoras) recuou 2,6% no período, de 46,95 mil MW médios para 45,75 mil MW médios, ao passo que o consumo no mercado livre caiu 2,1%, de 18,41 mil MW médios para 18,03 mil MW médios.
No mesmo intervalo de comparação, os dados da CCEE mostram redução no consumo de energia em todas as regiões do País, exceto no Norte. No Sudeste/Centro-Oeste, a queda foi de 4%, no Sul, de 1,5%, e no Nordeste, de 1,8%. Por sua vez, o consumo na região Norte teve alta de 5,1%. No mercado livre, houve retração de 4,7% no Sudeste, de 0,5% no Sul e 2% no Nordeste, com aumento de 16,2% no Norte.
Ainda sobre o ambiente de livre contratação, destaque para o crescimento de 12,3% no consumo de energia dos clientes livres especiais (que só compram energia de fontes renováveis, como eólica e solar), passando 2,99 mil MW médios para 3,36 mil MW médios, movimento influenciado pela migração de novos consumidores nesta categoria. Por sua vez, a demanda por energia dos clientes livres convencionais caiu 2,8%, de 13,01 mil MW médios para 12,65 mil MW médios.
Entre os segmentos da economia que estão no mercado livre, excluindo a migração de novas cargas, os dados da CCEE mostram retração em praticamente todos os setores entre a primeira quinzena de janeiro de 2020 e igual período de 2019. Segundo a CCEE, houve forte redução de 25,7% no consumo de energia das empresas do ramo de extração de minerais metálicos. No setor químico, o recuo foi de 12,2%, no automotivo, de 9,9%, e no de papel e celulose, de 7,9%.
Considerando tanto os clientes livres já existentes na primeira quinzena de 2019 quanto as novas cargas adicionadas ao longo dos últimos meses, os segmentos que registraram maior crescimento de demanda no mercado livre foram: saneamento (18,3%), transporte (13,2%) e comércio (10,6%). O consumo de energia dos autoprodutores teve queda de 17,06%, de 2,37 mil MW médios para 1,97 mil MW médios.
Produção de energia
Os dados da CCEE também mostram que a produção de energia na primeira quinzena de 2020 recuou 2,3% em relação mesmo período de 2019, para 67,10 mil MW médios. Com os reservatórios das hidrelétricas em baixa, destaque para o crescimento de 86,7% na geração termelétrica, passando de 6,55 mil MW médios para 12,23 mil MW médios. Esse aumento se deve ao maior despacho das usinas a gás natural, de 121,3%, de 2,91 mil MW médios para 6,44 mil MW médios, e ao aumento de 730% na geração das usinas a carvão, de 282 MW médios para 2,32 mil MW médios – vale lembrar que a térmica nuclear Angra 1 está parada por 37 dias para reabastecimento do combustível desde o dia 11 de janeiro.
A geração eólica registrou queda de 39,7% no mesmo período de comparação, de 5,83 mil MW médios para 3,51 mil MW médios. Influenciada pelo baixo nível dos reservatórios e pela hidrologia adversa, a geração hidrelétrica caiu 9%, de 55,80 mil MW médios para 50,76 mil MW médios. Com isso, o risco hidrológico (GSF) foi de 87,83% na primeira quinzena de 2020.
Leia mais em: https://www.em.com.br/app/noticia/economia/2020/01/22/internas_economia,1115995/cresce-a-producao-de-energia-solar-no-brasil.shtml
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Em número de sistemas fotovoltaicos instalados no Brasil, os consumidores residenciais estão no topo da lista, representando 72,60% do total. Em seguida, aparecem as empresas dos setores de comércio e serviços (17,99%), consumidores rurais (6,25%), indústrias (2,68%), poder público (0,43%) e outros tipos, como serviços públicos (0,04%) e iluminação pública (0,01%).
Apesar da marca atingida, o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, destaca que ainda é pouco para um país das dimensões do Brasil, que necessita de um marco regulatório para dar maior segurança ao investidor, e "que desfaça a insegurança jurídica que paira sobre o mercado", afirmou em nota. A energia eólica, por exemplo, já conta com 15GW instalados, mas começou a ser implantada em 2005, bem antes da energia solar (2012).
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estudava mudança nas regras da Resolução Normativa 482/2012, que normatizou a geração distribuída no país, propondo o pagamento da chamada taxa-fio (Tusd) às distribuidoras. Após críticas, o presidente Jair Bolsonaro afirmou que não "iria taxar o sol".
Em queda
O consumo de energia elétrica caiu 2,4% na primeira quinzena de 2020 frente ao mesmo período de 2019, passando de 65,37 mil MW médios para 63,79 mil MW médios, de acordo com informações disponibilizadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O mercado cativo (distribuidoras) recuou 2,6% no período, de 46,95 mil MW médios para 45,75 mil MW médios, ao passo que o consumo no mercado livre caiu 2,1%, de 18,41 mil MW médios para 18,03 mil MW médios.
No mesmo intervalo de comparação, os dados da CCEE mostram redução no consumo de energia em todas as regiões do País, exceto no Norte. No Sudeste/Centro-Oeste, a queda foi de 4%, no Sul, de 1,5%, e no Nordeste, de 1,8%. Por sua vez, o consumo na região Norte teve alta de 5,1%. No mercado livre, houve retração de 4,7% no Sudeste, de 0,5% no Sul e 2% no Nordeste, com aumento de 16,2% no Norte.
Ainda sobre o ambiente de livre contratação, destaque para o crescimento de 12,3% no consumo de energia dos clientes livres especiais (que só compram energia de fontes renováveis, como eólica e solar), passando 2,99 mil MW médios para 3,36 mil MW médios, movimento influenciado pela migração de novos consumidores nesta categoria. Por sua vez, a demanda por energia dos clientes livres convencionais caiu 2,8%, de 13,01 mil MW médios para 12,65 mil MW médios.
Entre os segmentos da economia que estão no mercado livre, excluindo a migração de novas cargas, os dados da CCEE mostram retração em praticamente todos os setores entre a primeira quinzena de janeiro de 2020 e igual período de 2019. Segundo a CCEE, houve forte redução de 25,7% no consumo de energia das empresas do ramo de extração de minerais metálicos. No setor químico, o recuo foi de 12,2%, no automotivo, de 9,9%, e no de papel e celulose, de 7,9%.
Considerando tanto os clientes livres já existentes na primeira quinzena de 2019 quanto as novas cargas adicionadas ao longo dos últimos meses, os segmentos que registraram maior crescimento de demanda no mercado livre foram: saneamento (18,3%), transporte (13,2%) e comércio (10,6%). O consumo de energia dos autoprodutores teve queda de 17,06%, de 2,37 mil MW médios para 1,97 mil MW médios.
Produção de energia
Os dados da CCEE também mostram que a produção de energia na primeira quinzena de 2020 recuou 2,3% em relação mesmo período de 2019, para 67,10 mil MW médios. Com os reservatórios das hidrelétricas em baixa, destaque para o crescimento de 86,7% na geração termelétrica, passando de 6,55 mil MW médios para 12,23 mil MW médios. Esse aumento se deve ao maior despacho das usinas a gás natural, de 121,3%, de 2,91 mil MW médios para 6,44 mil MW médios, e ao aumento de 730% na geração das usinas a carvão, de 282 MW médios para 2,32 mil MW médios – vale lembrar que a térmica nuclear Angra 1 está parada por 37 dias para reabastecimento do combustível desde o dia 11 de janeiro.
A geração eólica registrou queda de 39,7% no mesmo período de comparação, de 5,83 mil MW médios para 3,51 mil MW médios. Influenciada pelo baixo nível dos reservatórios e pela hidrologia adversa, a geração hidrelétrica caiu 9%, de 55,80 mil MW médios para 50,76 mil MW médios. Com isso, o risco hidrológico (GSF) foi de 87,83% na primeira quinzena de 2020.
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terça-feira, 21 de janeiro de 2020
Nordeste registra novo recorde de geração solar
A região nordeste registrou dois novos recordes de geração solar fotovoltaica na última quinta-feira, 16 de janeiro. A geração instantânea alcançou 1.232 MW às 12h39, e foi responsável pelo suprimento de 10,4% do total da carga daquele submercado. O montante corresponde a 90,3% da capacidade total de geração das usinas solares. O recorde anterior era de 12 de novembro de 2019, quando foram gerados 1.210 MW.
A geração solar fotovoltaica média (média de geração ao longo do dia) também registrou novo recorde no mesmo dia, produzindo 449 MW médios, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico. O montante corresponde a um fator de capacidade de 32,9 % e participação na carga do Nordeste de 3,9%. O recorde anterior era de 447 MW médios, em 13 de novembro de 2019.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53124172/nordeste-registra-novo-recorde-de-geracao-solar
A geração solar fotovoltaica média (média de geração ao longo do dia) também registrou novo recorde no mesmo dia, produzindo 449 MW médios, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico. O montante corresponde a um fator de capacidade de 32,9 % e participação na carga do Nordeste de 3,9%. O recorde anterior era de 447 MW médios, em 13 de novembro de 2019.
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sexta-feira, 17 de janeiro de 2020
Sob acordo histórico, Alemanha abandona uso do carvão para gerar energia
A Alemanha deve se tornar o primeiro país a abandonar simultaneamente a energia nuclear e a carvão sob um acordo histórico para compensar trabalhadores, empresas e governos regionais, ao desligar as usinas a carvão mineral até 2038.
O governo fechou um acordo no valor de mais de € 40 bilhões (o equivalente a US$ 44,7 bilhões) nas primeiras horas da manhã desta quinta-feira com as autoridades das regiões de mineração de carvão da Alemanha. O montante será distribuído a empresas e trabalhadores afetados.
Projetada para garantir que a maior economia da Europa cumpra sua meta de reduzir as emissões de gases de efeito estufa até 2030, a saída será acompanhada de pesados investimentos em energia renovável.
- A Alemanha, uma das nações industriais mais fortes e bem-sucedidas do mundo, está dando grandes passos para deixar a era dos combustíveis fósseis - disse o ministro das Finanças, Olaf Scholz, em entrevista coletiva.
Há um ano, a Alemanha anunciou que abandonaria o carvão o mais tardar em 2038. Essa data pode ser adiantada em três anos, de acordo com o balanço a ser feito pelas autoridades em 2026 e 2029.
A decisão marca uma grande reviravolta na coalizão conservadora-social-democrata da chanceler Angela Merkel. A coalizão havia abandonado metas de redução de emissões consideradas inatingíveis pouco depois de assumir o governo em 2017, mas voltou atrás após o crescimento de preocupações entre diversos setores da sociedade.
- Foram negociações difíceis - disse a ministra do Meio Ambiente, Svenja Schulze. - Mas você pode ver o resultado. Somos o primeiro país que tem um acordo vinculativo para abandonar o carvão e a energia nuclear. E isso é um sinal importante internacionalmente.
O ministro da Economia, Peter Altmaier, disse que a legislação será levada ao Parlamento até o fim deste mês.
As usinas mais antigas e 'sujas', algumas datadas da década de 1950, serão as primeiras a serem desligadas, começando por uma usina de 300 MW na Renânia, que deve ser fechada ainda este ano. Nos próximos 18 anos, as 29 restantes terão suas atividades encerradas.
- O que temos aqui é um bom acordo para a proteção do clima, porque deixa claro que queremos fazer negócios - afirmou Altmaier.
O governo acrescentou nesta quinta-feira que os certificados de emissão de carbono mantidos pelas usinas seriam cancelados após o fechamento, uma medida que deve limitar as emissões e elevar os preços dos certificados negociados sob o esquema da União Europeia.
Os analistas pensaram que o impacto no mercado de carvão seria limitado, já que a demanda da UE por carvão estagnou por muito tempo diante da concorrência de fontes renováveis e de gás. Mas os preços do carvão caíram 40% no ano passado e mal se recuperaram desde então.
Compensação para todos
Os estados afetados de Brandemburgo, Saxônia e Saxônia-Anhalt, no leste, e Renânia do Norte-Vestfália, no oeste, receberão uma compensação de Berlim de até € 40 bilhões.
Já as empresas afetadas receberão € 4,35 bilhões. Isso inclue a RWE, que segundo duas fontes governamentais receberá € 2,6 bilhões pela desativação de duas usinas a carvão, e a mineradora Mibrag, de propriedade do grupo tcheco de energia EPH, que receberá € 1,75 bilhão.
As ações da RWE, a maior operadora de usinas a carvão da Alemanha, subiram 3%, para € 30,3 , seu nível mais alto desde 25 de setembro de 2014 nesta quinta.
As empresas intensivas em energia que competem internacionalmente serão elegíveis para subsídios anuais a partir de 2023 para compensar os custos mais altos de eletricidade causados pela saída do carvão, disse o porta-voz do governo Stefan Seibert, sem dar detalhes.
Mesmo assim, a associação da indústria BDI criticou o acordo, dizendo que as empresas esperavam obter mais ajuda para lidar com o aumento dos custos de energia.
Seibert disse que Berlim também pagaria uma compensação aos funcionários afetados pela lei de eliminação do carvão até 2043. A soma exata para cada trabalhador permanece incerta.
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O governo fechou um acordo no valor de mais de € 40 bilhões (o equivalente a US$ 44,7 bilhões) nas primeiras horas da manhã desta quinta-feira com as autoridades das regiões de mineração de carvão da Alemanha. O montante será distribuído a empresas e trabalhadores afetados.
Projetada para garantir que a maior economia da Europa cumpra sua meta de reduzir as emissões de gases de efeito estufa até 2030, a saída será acompanhada de pesados investimentos em energia renovável.
- A Alemanha, uma das nações industriais mais fortes e bem-sucedidas do mundo, está dando grandes passos para deixar a era dos combustíveis fósseis - disse o ministro das Finanças, Olaf Scholz, em entrevista coletiva.
Há um ano, a Alemanha anunciou que abandonaria o carvão o mais tardar em 2038. Essa data pode ser adiantada em três anos, de acordo com o balanço a ser feito pelas autoridades em 2026 e 2029.
A decisão marca uma grande reviravolta na coalizão conservadora-social-democrata da chanceler Angela Merkel. A coalizão havia abandonado metas de redução de emissões consideradas inatingíveis pouco depois de assumir o governo em 2017, mas voltou atrás após o crescimento de preocupações entre diversos setores da sociedade.
- Foram negociações difíceis - disse a ministra do Meio Ambiente, Svenja Schulze. - Mas você pode ver o resultado. Somos o primeiro país que tem um acordo vinculativo para abandonar o carvão e a energia nuclear. E isso é um sinal importante internacionalmente.
O ministro da Economia, Peter Altmaier, disse que a legislação será levada ao Parlamento até o fim deste mês.
As usinas mais antigas e 'sujas', algumas datadas da década de 1950, serão as primeiras a serem desligadas, começando por uma usina de 300 MW na Renânia, que deve ser fechada ainda este ano. Nos próximos 18 anos, as 29 restantes terão suas atividades encerradas.
- O que temos aqui é um bom acordo para a proteção do clima, porque deixa claro que queremos fazer negócios - afirmou Altmaier.
O governo acrescentou nesta quinta-feira que os certificados de emissão de carbono mantidos pelas usinas seriam cancelados após o fechamento, uma medida que deve limitar as emissões e elevar os preços dos certificados negociados sob o esquema da União Europeia.
Os analistas pensaram que o impacto no mercado de carvão seria limitado, já que a demanda da UE por carvão estagnou por muito tempo diante da concorrência de fontes renováveis e de gás. Mas os preços do carvão caíram 40% no ano passado e mal se recuperaram desde então.
Compensação para todos
Os estados afetados de Brandemburgo, Saxônia e Saxônia-Anhalt, no leste, e Renânia do Norte-Vestfália, no oeste, receberão uma compensação de Berlim de até € 40 bilhões.
Já as empresas afetadas receberão € 4,35 bilhões. Isso inclue a RWE, que segundo duas fontes governamentais receberá € 2,6 bilhões pela desativação de duas usinas a carvão, e a mineradora Mibrag, de propriedade do grupo tcheco de energia EPH, que receberá € 1,75 bilhão.
As ações da RWE, a maior operadora de usinas a carvão da Alemanha, subiram 3%, para € 30,3 , seu nível mais alto desde 25 de setembro de 2014 nesta quinta.
As empresas intensivas em energia que competem internacionalmente serão elegíveis para subsídios anuais a partir de 2023 para compensar os custos mais altos de eletricidade causados pela saída do carvão, disse o porta-voz do governo Stefan Seibert, sem dar detalhes.
Mesmo assim, a associação da indústria BDI criticou o acordo, dizendo que as empresas esperavam obter mais ajuda para lidar com o aumento dos custos de energia.
Seibert disse que Berlim também pagaria uma compensação aos funcionários afetados pela lei de eliminação do carvão até 2043. A soma exata para cada trabalhador permanece incerta.
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quinta-feira, 16 de janeiro de 2020
Projeto de lei para energia solar prevê isenção permanente para quem já tem sistema
O PL (Projeto de Lei) que trata de novas regras para a cobrança de tarifas sobre a autoprodução de energia solar, a chamada geração distribuída, estabelece isenção permanente para quem já colocou ou vai adotar placas fotovoltaicas até o fim de 2021.
“Para quem já tem [as placas], está instalando ou tem parecer de acesso não muda nada. Para sempre, porque essas pessoas fizeram o contrato quando as regras não previam as tarifas”, afirmou o deputado federal Lafayette de Andrada (Republicanos-MG).
Na proposta, além da manutenção eterna da isenção para quem já possui o sistema, está prevista uma tarifa mais branda do que a proposta pela Aneel em seu relatório no ano passado. A ideia é cobrar apenas o serviço da distribuição, que equivale a 28% da tarifa cheia e de forma gradativa.
O relatório da agência de 2019 propunha, além do pagamento da distribuição, a cobrança da transmissão, bem como de encargos e perdas do sistema elétrico, o que representaria 62% da tarifa cheia.
Segundo Andrada, no caso da geração distribuída local (quem tem placa no próprio telhado), a proposta é que o pagamento da tarifa comece a partir de 2022, quando os donos dessas placas pagarão 10% da tarifa da distribuição. De forma escalonada, a cada dois anos, a alíquota crescerá 20 pontos percentuais, chegando a 100% em 2032.
No caso da geração remota (aquela que não é gerada no local do consumo), o deputado afirmou que a proposta é cobrar a tarifa de 100% da distribuição já em 2022.
Também haveria uma transição escalonada para a geração compartilhada (local ou remota), hoje com representatividade irrisória. Nesta, a partir de 2022 a alíquota subiria para 50% da distribuição e, em dez anos, chegaria a 100%.
Questionado sobre a não cobrança de encargos, como a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético, onde estão subsídios a programas do governo), o deputado disse que, como a geração distribuída reduz o consumo de energia de fontes mais caras, como a termelétrica, há um barateamento natural na conta que compensa a isenção.
“Quando gero energia solar e a injeto no sistema, ela é diluída para toda a estrutura [de distribuição]. Todo mundo usa. Se eu faço isso, eu deixo de comprar energia térmica, a carvão, a diesel, que é caríssima, poluidora e suja. Então as pessoas que têm energia solar nas suas casas barateiam a conta de luz para todo mundo.”
O deputado disse que conversou com o presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ), que o aconselhou a esperar algumas semanas para apresentar o PL. Segundo Andrada, Maia estaria estudando o caminho mais rápido para a tramitação, se por comissão especial ou por regime de urgência.
Pessoas que acompanham o assunto disseram à Folha, em condição de anonimato, que a expectativa é que o projeto seja apresentado ao Congresso já no início de fevereiro. Um empecilho, porém, pode vir com a substituição de Caio Megale por Esteves Colnago na relação do Ministério da Economia com o Congresso.
Colnago é considerado muito alinhado com a proposta da equipe do ministro Paulo Guedes de trabalhar pela redução de subsídios, mesmo que sejam para energias limpas como a solar. Conforme reportagem publicada na semana passada, a ideia da pasta é reiniciar um trabalho de convencimento com Bolsonaro e líderes do Congresso.Projeto de lei para energia solar prevê isenção permanente para quem já tem sistema
Leia mais em: https://www1.folha.uol.com.br/mercado/2020/01/nova-lei-para-energia-solar-preve-isencao-permanente-para-quem-ja-tem-sistema.shtml
“Para quem já tem [as placas], está instalando ou tem parecer de acesso não muda nada. Para sempre, porque essas pessoas fizeram o contrato quando as regras não previam as tarifas”, afirmou o deputado federal Lafayette de Andrada (Republicanos-MG).
Na proposta, além da manutenção eterna da isenção para quem já possui o sistema, está prevista uma tarifa mais branda do que a proposta pela Aneel em seu relatório no ano passado. A ideia é cobrar apenas o serviço da distribuição, que equivale a 28% da tarifa cheia e de forma gradativa.
O relatório da agência de 2019 propunha, além do pagamento da distribuição, a cobrança da transmissão, bem como de encargos e perdas do sistema elétrico, o que representaria 62% da tarifa cheia.
Segundo Andrada, no caso da geração distribuída local (quem tem placa no próprio telhado), a proposta é que o pagamento da tarifa comece a partir de 2022, quando os donos dessas placas pagarão 10% da tarifa da distribuição. De forma escalonada, a cada dois anos, a alíquota crescerá 20 pontos percentuais, chegando a 100% em 2032.
No caso da geração remota (aquela que não é gerada no local do consumo), o deputado afirmou que a proposta é cobrar a tarifa de 100% da distribuição já em 2022.
Também haveria uma transição escalonada para a geração compartilhada (local ou remota), hoje com representatividade irrisória. Nesta, a partir de 2022 a alíquota subiria para 50% da distribuição e, em dez anos, chegaria a 100%.
Questionado sobre a não cobrança de encargos, como a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético, onde estão subsídios a programas do governo), o deputado disse que, como a geração distribuída reduz o consumo de energia de fontes mais caras, como a termelétrica, há um barateamento natural na conta que compensa a isenção.
“Quando gero energia solar e a injeto no sistema, ela é diluída para toda a estrutura [de distribuição]. Todo mundo usa. Se eu faço isso, eu deixo de comprar energia térmica, a carvão, a diesel, que é caríssima, poluidora e suja. Então as pessoas que têm energia solar nas suas casas barateiam a conta de luz para todo mundo.”
O deputado disse que conversou com o presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ), que o aconselhou a esperar algumas semanas para apresentar o PL. Segundo Andrada, Maia estaria estudando o caminho mais rápido para a tramitação, se por comissão especial ou por regime de urgência.
Pessoas que acompanham o assunto disseram à Folha, em condição de anonimato, que a expectativa é que o projeto seja apresentado ao Congresso já no início de fevereiro. Um empecilho, porém, pode vir com a substituição de Caio Megale por Esteves Colnago na relação do Ministério da Economia com o Congresso.
Colnago é considerado muito alinhado com a proposta da equipe do ministro Paulo Guedes de trabalhar pela redução de subsídios, mesmo que sejam para energias limpas como a solar. Conforme reportagem publicada na semana passada, a ideia da pasta é reiniciar um trabalho de convencimento com Bolsonaro e líderes do Congresso.Projeto de lei para energia solar prevê isenção permanente para quem já tem sistema
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quarta-feira, 15 de janeiro de 2020
Aneel considera que subsídios da GD devem ser tratados via PL
O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, André Pepitone, afirmou que a Aneel segue com a análise das contribuições à consulta pública 25/2019 sobre a revisão das regras para micro e minigeração distribuída. O executivo reconheceu que o item mais polêmico da discussão, que é a cobrança pelo uso da rede de distribuição de consumidores que produzem a própria energia ou adquirem cotas de usinas remotas, deve ser mesmo tratado em projeto de lei específico. O tema veio à discussão pública de forma mais ampla depois que o presidente da República, Jair Bolsonaro, disse que o governo iria atuar para evitar o que chamou de taxação do sol, inclusive com a proposta de um projeto de lei que seria apresentado ao Congresso Nacional.
“De acordo com o que foi definido pelo governo, a discussão de alocação de benefícios será tratada via projeto de lei. A gente entende que é até adequado nós termos um marco legal próprio para discutir a alocação de benefícios, e um marco legal que vai trazer segurança à política pública da geração distribuída”, disse nesta terça-feira, 14 de janeiro. Em paralelo à análise das propostas apresentadas pelos agentes do mercado, completou Pepitone, a agência vai cumprir seu papel de fornecer ao governo e o Congresso as informações necessárias para a elaboração da proposta legislativa.
Para o diretor da Aneel, não é possível afirmar quando o texto resultante da consulta pública encerrada no ultimo dia 30 de dezembro estará pronto para ser aprovado pela autarquia. Ele disse apenas que há um “senso de urgência na agenda de todos os atores envolvidos com a matéria.” Na semana passada a Agência CanalEnergia revelou que a Aneel recebeu mais de 160 contribuições de agentes que são o foco dessa análise da agência reguladora.
A campanha do segmento tem mobilizado formadores de opinião e políticos em torno do que o segmento de GD chama de “taxação do sol” para definir o que na verdade é o fim dos descontos na tarifa fio para consumidores que injetam energia na rede. Bolsonaro, inclusive se reuniu com o relator do processo na agência, Rodrigo Limp. O presidente chegou a dizer que nada seria mudado porque a Aneel manteria a regra como está.
Para o Pepitone, no entanto, o que está está sendo tratado na revisão da Resolução 482 é muito mais abrangente que a retirada dos subsídios embutidos no sistema de compensação, embora esse seja o tema mais em evidência na revisão da norma.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53123678/aneel-considera-que-subsidios-da-gd-devem-ser-tratados-via-pl
“De acordo com o que foi definido pelo governo, a discussão de alocação de benefícios será tratada via projeto de lei. A gente entende que é até adequado nós termos um marco legal próprio para discutir a alocação de benefícios, e um marco legal que vai trazer segurança à política pública da geração distribuída”, disse nesta terça-feira, 14 de janeiro. Em paralelo à análise das propostas apresentadas pelos agentes do mercado, completou Pepitone, a agência vai cumprir seu papel de fornecer ao governo e o Congresso as informações necessárias para a elaboração da proposta legislativa.
Para o diretor da Aneel, não é possível afirmar quando o texto resultante da consulta pública encerrada no ultimo dia 30 de dezembro estará pronto para ser aprovado pela autarquia. Ele disse apenas que há um “senso de urgência na agenda de todos os atores envolvidos com a matéria.” Na semana passada a Agência CanalEnergia revelou que a Aneel recebeu mais de 160 contribuições de agentes que são o foco dessa análise da agência reguladora.
A campanha do segmento tem mobilizado formadores de opinião e políticos em torno do que o segmento de GD chama de “taxação do sol” para definir o que na verdade é o fim dos descontos na tarifa fio para consumidores que injetam energia na rede. Bolsonaro, inclusive se reuniu com o relator do processo na agência, Rodrigo Limp. O presidente chegou a dizer que nada seria mudado porque a Aneel manteria a regra como está.
Para o Pepitone, no entanto, o que está está sendo tratado na revisão da Resolução 482 é muito mais abrangente que a retirada dos subsídios embutidos no sistema de compensação, embora esse seja o tema mais em evidência na revisão da norma.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53123678/aneel-considera-que-subsidios-da-gd-devem-ser-tratados-via-pl
terça-feira, 14 de janeiro de 2020
Brasil fica em 53º no ranking de segurança e sustentabilidade energética
O Brasil está entre os países menos evoluídos na diversificação, segurança e sustentabilidade energética. O país ocupa a 53ª posição no ranking mundial que mede o desempenho energético de 125 países em três áreas, o de segurança energética, patrimônio energético e sustentabilidade ambiental, segundo levantamento realizado pela consultoria Oliver Wyman, em parceria com o Centro de Risco Global da Marsh & McLennan Companies e com o World Energy Council (WEC). A lista tem no topo Dinamarca, Suíça e Suécia. Entre países latino-americanos, o Brasil ficou atrás de Uruguai, Chile, Colômbia, Peru e Costa Rica. Argentina ficou na 60ª colocação, Equador na 62ª, Venezuela em 76ª e Paraguai em 87ª. Na América do Norte, Canadá ocupa a 13ª posição e Estados Unidos a 14ª.
Pouco avanço. No Brasil, de acordo com o relatório, não houve avanço na diversificação da matriz energética, na infraestrutura do setor e nas políticas públicas. Esses fatores têm refletido diretamente na modernização do setor de energia brasileiro.
Outra ponta. Ainda entre os 125 países, estão nas últimas colocações Congo, Benim, Chade e Níger.
Leia mais em: https://economia.estadao.com.br/blogs/coluna-do-broad/brasil-fica-em-53o-no-ranking-de-seguranca-e-sustentabilidade-energetica/
segunda-feira, 13 de janeiro de 2020
Preço da energia reduz 27% com melhora das afluências
O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período de 11 a 17 de janeiro baixou 27%, em média, em relação à semana passada, saindo de R$ 368,51/MWh para R$ 268,32/MWh, para todos os submercados. Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a queda no preço aconteceu devido a melhora nas expectativas de afluências para as próximas semanas, aos maiores níveis dos reservatórios e à redução da carga do Sistema Interligado Nacional (SIN), principalmente, no Sudeste.
A expectativa para o mês de janeiro é de que as afluências atinjam 71% da Média de Longo Termo (MLT) para o SIN, mantendo-se abaixo da média para todos os submercados. Atualmente, a previsão das afluências dos submercados são de 81% no Sudeste, 46% no Sul, 39% no Nordeste e 64% no Norte.
Os níveis dos reservatórios das hidrelétricas ficaram cerca de 2.974 MW médios acima do esperado. Os índices estão mais altos no Sudeste (+ 2.452 MW médios), no Sul (+ 139 MW médios) e no Nordeste (+ 413 MW médios). Apenas no submercado Norte houve redução (- 30 MW médios).
Para a próxima semana, a carga de energia prevista do SIN está 1.425 MW médios mais baixa na comparação com a expectativa da semana passada, com reduções no Sudeste (- 1.551 MW médios) e no Norte (- 45 MW médios). Para o Sul, a expectativa é de elevação da carga (+171 MW médios). No Nordeste não houve alterações.
O fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) foi revisado de 89,2% para 90,2%, considerando a sazonalização flat da garantia física para o mês de janeiro de 2020. O fator de ajuste do MRE considerando a sazonalização realizada pelos agentes para o mês de janeiro está estimado em 87,5%.
Já a previsão de janeiro para os Encargos de Serviço do Sistema (ESS) totaliza R$ 560 mil, decorrente de geração termelétrica por unit commitment.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53123327/preco-da-energia-reduz-27-com-melhora-das-afluencias
sexta-feira, 10 de janeiro de 2020
Investimento em GD triplica ganhos ao país, afirma Absolar
A primeira semana útil do ano começou agitada no setor elétrico devido a declarações do presidente Jair Bolsonaro sobre a revisão das regras para a geração distribuída no Brasil. As manifestações do presidente da República incendiaram o debate que já estava em curso no âmbito da Agência Nacional de Energia Elétrica. No centro desse debate, a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) divulgou um levantamento no qual aponta que, para cada R$ 1 investido em sistemas fotovoltaicos de pequeno e médio portes o setor devolve mais de R$ 3 em ganhos elétricos, econômicos, sociais e ambientais.
Segundo a associação, o cálculo foi feito a partir dos dados de mercado, levando em consideração os incrementos de arrecadação dos governos federal, estaduais e municipais decorrentes dos investimentos e a geração de novos empregos e renda no país com os negócios e projetos desenvolvidos desde 2012, entre outros importantes indicadores.
Em seus cálculos, desde 2012, quando a Aneel regulamentou a GD, foram investidos mais de R$ 8,4 bilhões em sistemas de geração solar distribuída. Hoje o país tem 1,9 GW de potência instalada em sistemas espalhados em mais de 70% dos municípios brasileiros. Só em 2019, apontou a entidade, o segmento criou 92 postos de trabalho por dia no país o que levaria ao acumulado de 100 mil empregos.
Nessas discussões, a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) também divulgou uma nota oficial defendendo a revisão das REN 482/2012. A entidade argumenta que se os subsídios forem mantidos como estão hoje para a GD, em aproximadamente dois anos, esse custo chegará a R$ 2,5 bilhões anuais concedidos a pouco mais de 600 mil beneficiados.
Por sua vez, a Absolar argumenta que, caso as regras sejam mantidas, a geração distribuída solar fotovoltaica poderá acrescentar mais de R$ 13,3 bilhões em benefícios líquidos para todos os consumidores do setor elétrico até 2035. Os benefícios incluem ganhos pela energia evitada, diminuição de perdas de transmissão e distribuição, bem como a redução de contratação de novas usinas de geração.
Por isso, a entidade que defende os interesses da indústria solar, sugere que todos os benefícios da geração distribuída solar fotovoltaica precisam ser devidamente valorizados. “É chegada a hora, portanto, do Brasil fazer as contas completas e estabelecer um marco legal transparente, estável, previsível e justo, que acabe com a insegurança jurídica que paira sobre o mercado. O Executivo e o Congresso Nacional se mostraram sintonizados com os anseios de 93% dos brasileiros, que querem gerar energia limpa e renovável em seus telhados”, comenta Rodrigo Sauaia, CEO da Absolar no comunicado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53123129/investimento-em-gd-triplica-ganhos-ao-pais-afirma-absolar
Segundo a associação, o cálculo foi feito a partir dos dados de mercado, levando em consideração os incrementos de arrecadação dos governos federal, estaduais e municipais decorrentes dos investimentos e a geração de novos empregos e renda no país com os negócios e projetos desenvolvidos desde 2012, entre outros importantes indicadores.
Em seus cálculos, desde 2012, quando a Aneel regulamentou a GD, foram investidos mais de R$ 8,4 bilhões em sistemas de geração solar distribuída. Hoje o país tem 1,9 GW de potência instalada em sistemas espalhados em mais de 70% dos municípios brasileiros. Só em 2019, apontou a entidade, o segmento criou 92 postos de trabalho por dia no país o que levaria ao acumulado de 100 mil empregos.
Nessas discussões, a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) também divulgou uma nota oficial defendendo a revisão das REN 482/2012. A entidade argumenta que se os subsídios forem mantidos como estão hoje para a GD, em aproximadamente dois anos, esse custo chegará a R$ 2,5 bilhões anuais concedidos a pouco mais de 600 mil beneficiados.
Por sua vez, a Absolar argumenta que, caso as regras sejam mantidas, a geração distribuída solar fotovoltaica poderá acrescentar mais de R$ 13,3 bilhões em benefícios líquidos para todos os consumidores do setor elétrico até 2035. Os benefícios incluem ganhos pela energia evitada, diminuição de perdas de transmissão e distribuição, bem como a redução de contratação de novas usinas de geração.
Por isso, a entidade que defende os interesses da indústria solar, sugere que todos os benefícios da geração distribuída solar fotovoltaica precisam ser devidamente valorizados. “É chegada a hora, portanto, do Brasil fazer as contas completas e estabelecer um marco legal transparente, estável, previsível e justo, que acabe com a insegurança jurídica que paira sobre o mercado. O Executivo e o Congresso Nacional se mostraram sintonizados com os anseios de 93% dos brasileiros, que querem gerar energia limpa e renovável em seus telhados”, comenta Rodrigo Sauaia, CEO da Absolar no comunicado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53123129/investimento-em-gd-triplica-ganhos-ao-pais-afirma-absolar
quinta-feira, 9 de janeiro de 2020
Possível mudança movimenta setor de energia solar
O anúncio de revisão dos subsídios para a geração distribuída de energia solar provocou uma corrida pela instalação de painéis fotovoltaicos. Segundo relatório elaborado pelo Ministério da Economia, até o dia 24 de dezembro, já havia 1,95 GW de potência instalada via painéis, dos quais 1,24 GW somente no ano passado – valor três vezes maior que a previsão da Aneel. “Isso reforça o fato de que os subsídios cruzados identificados já alcançaram padrões bem mais altos, o que demandaria uma revisão da norma pelo viés econômico.”
O governo rejeita as alegações das empresas de geração distribuída, para quem a revisão da norma poderia paralisar a expansão do setor e afirma que o investimento continua vantajoso para os que instalarem painéis em seus telhados e cita estudo da Empresa de Pesquisa Energética, para quem o mercado deve atingir em 2029 9,72% da matriz energética.
O ministério reconhece que os painéis podem trazer benefício ao sistema elétrico e reduzir o custo das redes, mas cobra cálculos que demonstrem esses benefícios, para que sejam “quantificados e reconhecidos de maneira adequada”. O relatório deixa claro que o argumento do benefício ambiental e do ativismo do consumidor é usado para justificar uma escolha econômica. Na verdade, segundo o documento, “os consumidores optam por gerar a própria energia buscando redução nos valores da conta de luz”, muitas vezes “artificiais” e bancados por outros usuários ou pelo governo.
Leia mais em: https://www.istoedinheiro.com.br/possivel-mudanca-movimenta-setor-de-energia-solar/
O governo rejeita as alegações das empresas de geração distribuída, para quem a revisão da norma poderia paralisar a expansão do setor e afirma que o investimento continua vantajoso para os que instalarem painéis em seus telhados e cita estudo da Empresa de Pesquisa Energética, para quem o mercado deve atingir em 2029 9,72% da matriz energética.
O ministério reconhece que os painéis podem trazer benefício ao sistema elétrico e reduzir o custo das redes, mas cobra cálculos que demonstrem esses benefícios, para que sejam “quantificados e reconhecidos de maneira adequada”. O relatório deixa claro que o argumento do benefício ambiental e do ativismo do consumidor é usado para justificar uma escolha econômica. Na verdade, segundo o documento, “os consumidores optam por gerar a própria energia buscando redução nos valores da conta de luz”, muitas vezes “artificiais” e bancados por outros usuários ou pelo governo.
Leia mais em: https://www.istoedinheiro.com.br/possivel-mudanca-movimenta-setor-de-energia-solar/
quarta-feira, 8 de janeiro de 2020
Taxar o sol? Entenda como são os subsídios aos consumidores que usam energia solar
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) abriu uma consulta pública, em outubro, para rever parte dos subsídios para os consumidores que produzem sua própria eletricidade, o que ocorre hoje principalmente por meio de painéis solares. Ainda não houve decisão, mas o assunto gerou muita polêmica.
O tema chegou ao gabinete do presidente Jair Bolsonaro, que agora trata o assunto com uma medida para “taxar o sol”. Ele proibiu que qualquer integrante do governo trate de assunto. Com a pressão do presidente e do Congresso, a Aneel deve recuar.
A proposta da Aneel não abrange as usinas tradicionais de energia solar e eólica, que permanecem incentivadas.
O que é
A proposta da Aneel, porém, não se trata de “taxar o sol”, mas propor um subsídio menor para quem gera sua própria energia, num modelo chamado de geração distribuída. Esse é um modelo diferente da geração centralizada, a forma tradicional de produção de energia, em usinas hidrelétricas, eólicas, solares e térmicas.
Saiba mais:Uso de energia solar em residências cresce 70%. Confira as capitais do país onde mais vale a pena
Quando um consumidor adere à geração distribuída, ele passa a produzir energia em casa ou no trabalho. Essa energia pode ser consumida imediatamente ou então ser transmitida para a rede da distribuidora e compensada depois. Nesse caso, a rede da distribuidora acaba funcionando como uma bateria.
Regra em vigor
A regra atual prevê incentivos para quem participa desse sistema, entre os quais a isenção do pagamento de tarifas pelo uso do sistema elétrico.
A tarifa de energia é composta por vários fatores. Entre eles, estão os custos da compra de energia, de transmissão de eletricidade, além de encargos setoriais (que são feitos para bancar programas e ações do próprio governo no setor elétrico. Esses valores hoje acabam sendo pagos por quem não tem sistemas de geração distribuída.
Incentivo vem desde 2012
A autorização para gerar a própria energia foi dada em 2012. Em 2015, foi previsto que a norma passaria por uma revisão em 2019.
Desde a regulamentação pela Aneel, já foram implantadas mais de 160 mil unidades consumidoras com micro ou minigeração, e houve redução de 43% do valor dos painéis solares, que possuem vida útil de 25 anos. A fonte solar é a mais utilizada na modalidade, alcançando 98% das conexões. No ano passado, o número de instalações dobrou.
Comércio tem maior potência
Casas, comércios, a indústria e o próprio poder público podem usar esse sistema. Entre números de instalações, 72% são em residências e 18% em comércio.
Mas em termos de potência, o comércio tem a maior capacidade instalada (40%), seguido das residências (36%).
Proposta da Aneel
A proposta da agência é alterar as regras sobre a energia que o consumidor gera a mais ao longo do dia e joga na rede da distribuidora de energia.
Com a mudança proposta, o consumidor passará a pagar pelo uso da rede da distribuidora e também pelos encargos cobrados na conta de luz. A cobrança será feita em cima da energia que ele receber de volta do sistema da distribuidora. Não haverá cobrança sobre o que é gerado e consumido imediatamente.
Fazendas solares
A proposta da Aneel também quer alterar a chamada geração remota, que são instalações maiores. Por esse modelo, os consumidores se reúnem em uma espécie de condomínio, gerando energia fora de seus prédios, e usando a rede da distribuidora para transportar a energia. São as chamadas fazendas solares.
O benefício é usado por consumidores de grande porte, como bancos e supermercados. O problema, diz a Aneel, é que não há pagamento pelo uso da rede.
Na prática, além de usar todo o sistema elétrico brasileiro à noite e em dias de chuva, como todos os que possuem painéis em suas próprias residências, neste caso o usuário também utiliza a rede no momento da geração, já que está a algumas centenas de quilômetros do painel que é seu (na prática, é de uma empresa que o “aluga”).
Custos
Segundo dados do Ministério da Economia, o sistema de compensação atualmente em vigor para a geração distribuída custaria ao sistema elétrico mais de R$ 56 bilhões entre 2020 e 2035.
Energia:Casa com energia solar está bem mais acessível
Em estudo, o ministério argumenta que a medida não compromete o crescimento da geração solar no país: “O que está em jogo não é a fonte solar, e sim a manutenção dos privilégios de um determinado segmento da fonte solar”.
Transição
A Aneel propôs ainda uma regra de transição. Quem já tem o sistema instalado e quem pedir autorização para instalar até a publicação da nova regra fica dentro das regras atuais até dezembro de 2030.
Quem pedir a instalação após a publicação da nova regra também terá um período de transição em que pagará apenas o custo da rede de distribuição até 2030. Após dezembro de 2030, todos passarão a pagar pelo uso da rede de transmissão da distribuidora e também pelos encargos.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/taxar-sol-entenda-como-sao-os-subsidios-aos-consumidores-que-usam-energia-solar-24176443
O tema chegou ao gabinete do presidente Jair Bolsonaro, que agora trata o assunto com uma medida para “taxar o sol”. Ele proibiu que qualquer integrante do governo trate de assunto. Com a pressão do presidente e do Congresso, a Aneel deve recuar.
A proposta da Aneel não abrange as usinas tradicionais de energia solar e eólica, que permanecem incentivadas.
O que é
A proposta da Aneel, porém, não se trata de “taxar o sol”, mas propor um subsídio menor para quem gera sua própria energia, num modelo chamado de geração distribuída. Esse é um modelo diferente da geração centralizada, a forma tradicional de produção de energia, em usinas hidrelétricas, eólicas, solares e térmicas.
Saiba mais:Uso de energia solar em residências cresce 70%. Confira as capitais do país onde mais vale a pena
Quando um consumidor adere à geração distribuída, ele passa a produzir energia em casa ou no trabalho. Essa energia pode ser consumida imediatamente ou então ser transmitida para a rede da distribuidora e compensada depois. Nesse caso, a rede da distribuidora acaba funcionando como uma bateria.
Regra em vigor
A regra atual prevê incentivos para quem participa desse sistema, entre os quais a isenção do pagamento de tarifas pelo uso do sistema elétrico.
A tarifa de energia é composta por vários fatores. Entre eles, estão os custos da compra de energia, de transmissão de eletricidade, além de encargos setoriais (que são feitos para bancar programas e ações do próprio governo no setor elétrico. Esses valores hoje acabam sendo pagos por quem não tem sistemas de geração distribuída.
Incentivo vem desde 2012
A autorização para gerar a própria energia foi dada em 2012. Em 2015, foi previsto que a norma passaria por uma revisão em 2019.
Desde a regulamentação pela Aneel, já foram implantadas mais de 160 mil unidades consumidoras com micro ou minigeração, e houve redução de 43% do valor dos painéis solares, que possuem vida útil de 25 anos. A fonte solar é a mais utilizada na modalidade, alcançando 98% das conexões. No ano passado, o número de instalações dobrou.
Comércio tem maior potência
Casas, comércios, a indústria e o próprio poder público podem usar esse sistema. Entre números de instalações, 72% são em residências e 18% em comércio.
Mas em termos de potência, o comércio tem a maior capacidade instalada (40%), seguido das residências (36%).
Proposta da Aneel
A proposta da agência é alterar as regras sobre a energia que o consumidor gera a mais ao longo do dia e joga na rede da distribuidora de energia.
Com a mudança proposta, o consumidor passará a pagar pelo uso da rede da distribuidora e também pelos encargos cobrados na conta de luz. A cobrança será feita em cima da energia que ele receber de volta do sistema da distribuidora. Não haverá cobrança sobre o que é gerado e consumido imediatamente.
Fazendas solares
A proposta da Aneel também quer alterar a chamada geração remota, que são instalações maiores. Por esse modelo, os consumidores se reúnem em uma espécie de condomínio, gerando energia fora de seus prédios, e usando a rede da distribuidora para transportar a energia. São as chamadas fazendas solares.
O benefício é usado por consumidores de grande porte, como bancos e supermercados. O problema, diz a Aneel, é que não há pagamento pelo uso da rede.
Na prática, além de usar todo o sistema elétrico brasileiro à noite e em dias de chuva, como todos os que possuem painéis em suas próprias residências, neste caso o usuário também utiliza a rede no momento da geração, já que está a algumas centenas de quilômetros do painel que é seu (na prática, é de uma empresa que o “aluga”).
Custos
Segundo dados do Ministério da Economia, o sistema de compensação atualmente em vigor para a geração distribuída custaria ao sistema elétrico mais de R$ 56 bilhões entre 2020 e 2035.
Energia:Casa com energia solar está bem mais acessível
Em estudo, o ministério argumenta que a medida não compromete o crescimento da geração solar no país: “O que está em jogo não é a fonte solar, e sim a manutenção dos privilégios de um determinado segmento da fonte solar”.
Transição
A Aneel propôs ainda uma regra de transição. Quem já tem o sistema instalado e quem pedir autorização para instalar até a publicação da nova regra fica dentro das regras atuais até dezembro de 2030.
Quem pedir a instalação após a publicação da nova regra também terá um período de transição em que pagará apenas o custo da rede de distribuição até 2030. Após dezembro de 2030, todos passarão a pagar pelo uso da rede de transmissão da distribuidora e também pelos encargos.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/taxar-sol-entenda-como-sao-os-subsidios-aos-consumidores-que-usam-energia-solar-24176443
terça-feira, 7 de janeiro de 2020
PLD horário varia 8,6% no SE/CO nesta segunda-feira
O maior preço da energia estabelecido pelo modelo semi horário do Dessem, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico, neste dia 6 de janeiro, foi o das 15h na região Nordeste, de R$ 380,75/MWh. Já o mais baixo ficou em R$ 347,76/MWh, registrado na madrugada no Sudeste/Centro-Oeste e no Norte.
Diferentemente dos últimos dois dias úteis houve descolamento dos preços na base horária entre todos submercados. No Sudeste/Centro-Oeste houve o mais elevado, no horário de 14h, ficando em R$ 377,71/ MWh, enquanto o menor preço ficou em R$ 347,76/ MWh, às 3h30. A variação é de 8,6%, com preço médio de R$ 363,51/MWh.
Na região Nordeste, com preço médio foi de R$ 366,66/MWh, o mais alto ficou em R$ 380,75/MWh, às 15h. O valor mais baixo ficou em R$ 351,16/ MWh, para às 3h, variando 8,4%. No Sul, o PLD horário oscilou entre R$ 380,74/MWh das 14h30 às 15h30 e R$ 351,16/ MWh às 5h30, resultando em um média de R$ 366,69/MWh e oscilação de 8,4%. No Norte, o maior preço ficou em R$ 377,71/ MWh às 15h e o menor, em R$ 347,76, às 3h30, o que rendeu uma alteração de 8,4% e um preço médio de R$ 366,69/MWh.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53122790/pld-horario-varia-86-no-seco-nesta-segunda-feira
Diferentemente dos últimos dois dias úteis houve descolamento dos preços na base horária entre todos submercados. No Sudeste/Centro-Oeste houve o mais elevado, no horário de 14h, ficando em R$ 377,71/ MWh, enquanto o menor preço ficou em R$ 347,76/ MWh, às 3h30. A variação é de 8,6%, com preço médio de R$ 363,51/MWh.
Na região Nordeste, com preço médio foi de R$ 366,66/MWh, o mais alto ficou em R$ 380,75/MWh, às 15h. O valor mais baixo ficou em R$ 351,16/ MWh, para às 3h, variando 8,4%. No Sul, o PLD horário oscilou entre R$ 380,74/MWh das 14h30 às 15h30 e R$ 351,16/ MWh às 5h30, resultando em um média de R$ 366,69/MWh e oscilação de 8,4%. No Norte, o maior preço ficou em R$ 377,71/ MWh às 15h e o menor, em R$ 347,76, às 3h30, o que rendeu uma alteração de 8,4% e um preço médio de R$ 366,69/MWh.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53122790/pld-horario-varia-86-no-seco-nesta-segunda-feira
segunda-feira, 6 de janeiro de 2020
Expansão da geração ficou em 7,2 GW em 2019, aponta Aneel
O volume de nova capacidade instalada em 2019 no país alcançou um volume de 7.246,41 MW, essa potência representa um montante 25,3% superior ao que era estimado pela Agência Nacional de Energia Elétrica em janeiro para todo o ano passado. A meta prevista era de 5.781,58 MW. Esse volume no acumulado de 2019 representa um aumento de 0,35% quando comparado à expansão da matriz em 2018 quando o país aumentou a capacidade de gerar em 7.211 MW.
Os dados são da área de fiscalização da geração da agência reguladora (SFG) e representam o quarto maior aumento em um ano na série histórica medida pela agência. De acordo com o diretor Sandoval Feitosa, os destaques foram a conclusão da motorização da UHE Belo Monte (11.233 MW, PA), a entrada em operação das UHEs Baixo Iguaçu (350 MW, PR), Colíder (300 MW, MT), Sinop (400 MW, MT) e Tibagi Montante (36 MW, PR).
Em função desse incremento, a fonte hídrica foi, de longe, a que mais contribuiu para o aumento da matriz elétrica nacional em 2019. Foram acrescentados 4.754 MW dessa fonte. O segundo lugar desse ranking ficou com a eólica com 971 MW, seguido pelas fontes térmicas (nas contas da Aneel soma-se as usinas a biomassa e combustíveis fósseis) com 775 MW e depois vem a fonte solar fotovoltaica, que somou 551 MW em novos projetos. Ainda nos cálculos da agência foram 10 MW de novas CGHs.
Para este ano a previsão inicial da Aneel é de que sejam colocadas em operação 202 empreendimentos de geração que somam 5.176 MW em potência instalada. Para os dois anos seguintes esse deverá ser o mesmo patamar de expansão da matriz. Já em 2023 recua para 1.478 MW e volta a se elevar em 2024, para 3.390 MW. Ainda há 3.282 MW sem previsão de entrada em operação.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53122669/expansao-da-geracao-ficou-em-72-gw-em-2019-aponta-aneel
sexta-feira, 3 de janeiro de 2020
Preço horário varia 5,78% no primeiro dia útil
O primeiro dia útil do ano com a aplicação do modelo Dessem pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico apresentou uma variação de 5,78% entre o valor mais elevado e o menor para o preço da energia ao longo das 24 horas desta quinta-feira, 2 de janeiro. O custo marginal de operação na base semi horária, segundo o operador, está equacionado para todos os quatro submercados do país.
Em um levantamento da Agência CanalEnergia realizado no site do ONS, apontou que o valor médio para a energia ficou em R$ 290,20/MWh. O preço mais elevado foi verificado às 14:30 com R$ 295,88/MWh enquanto o menor ficou em R$ 279,71 às 5:30 desta quinta-feira, 2 de janeiro.
A aplicação desse modelo de precificação passará a valer apenas a partir de janeiro do ano que vem para fins comerciais. Enquanto isso, continua a vigorar o preço semanal por patamar de carga. De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, esta semana os valores do PLD foram estabelecidos na média em R$ 290,33/MWh para todos os submercados, reflexo da carga pesada em R$ 294,99/MWh, a média em R$ 294,02/MWh e a leve em R$ 287,17/MWh.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53122578/preco-horario-varia-578-no-primeiro-dia-util
Em um levantamento da Agência CanalEnergia realizado no site do ONS, apontou que o valor médio para a energia ficou em R$ 290,20/MWh. O preço mais elevado foi verificado às 14:30 com R$ 295,88/MWh enquanto o menor ficou em R$ 279,71 às 5:30 desta quinta-feira, 2 de janeiro.
A aplicação desse modelo de precificação passará a valer apenas a partir de janeiro do ano que vem para fins comerciais. Enquanto isso, continua a vigorar o preço semanal por patamar de carga. De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, esta semana os valores do PLD foram estabelecidos na média em R$ 290,33/MWh para todos os submercados, reflexo da carga pesada em R$ 294,99/MWh, a média em R$ 294,02/MWh e a leve em R$ 287,17/MWh.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53122578/preco-horario-varia-578-no-primeiro-dia-util
quinta-feira, 2 de janeiro de 2020
GSF pode gerar perdas de R$ 9 bilhões em 2020, estima CCEE
A geração hidrelétrica abaixo das garantias físicas das usinas pode resultar em perdas de R$ 9 bilhões ao mercado de energia em 2020, segundo estimativas divulgadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) nesta segunda-feira, 30 de dezembro, durante apresentação do InfoPLD de janeiro.
O cálculo considerou a projeção de ajuste de 81% no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), ou seja, uma produção hidrelétrica 19 pontos percentuais abaixo do necessário para fazer frente às garantias físicas. A GF é um certificado que representa o limite máximo que uma usina pode vender no mercado. O GSF é uma sigla que representa o ajuste do MRE.
Já a projeção do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) médio do Sudeste em 2020, utilizado no cálculo do impacto do GSF, está estimado em R$ 128,88/MWh. Segundo Humberto Alencar, da gerência de preços da CCEE, não foi possível apresentar o impacto separado para o mercado livre e regulado, devido à indisponibilidade das declarações de sazonalização de energia para 2020. Lembrando que o impacto no mercado regulado é suportado por todos os consumidores cativos, por tanto, atendidos pelas distribuidoras
Para 2019, a CCEE estima que o GSF gerou um impacto negativo de R$ 21 bilhões ao mercado de energia, onde R$ 15 bilhões foram alocados no mercado regulado e R$ 6 bilhões no mercado livre.
Alencar explicou que os cálculos realizados pela CCEE consideram a diferença entre a energia alocada no MRE (equivalente ao total de energia produzida) e total de garantia física das hidrelétricas participantes do MRE, valorado pelo PLD, e desconsidera os “hedges” de energia feitos pelos agentes para minimizar os impactos do GSF.
Os reservatórios das hidrelétricas iniciam o ano com os seguintes níveis de armazenamentos máximos: SE/CO (20,2%); Sul (30,4%); Nordeste (37,6%) e Norte (15,2%).
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53122452/gsf-pode-gerar-perdas-de-r-9-bilhoes-em-2020-estima-ccee
O cálculo considerou a projeção de ajuste de 81% no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), ou seja, uma produção hidrelétrica 19 pontos percentuais abaixo do necessário para fazer frente às garantias físicas. A GF é um certificado que representa o limite máximo que uma usina pode vender no mercado. O GSF é uma sigla que representa o ajuste do MRE.
Já a projeção do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) médio do Sudeste em 2020, utilizado no cálculo do impacto do GSF, está estimado em R$ 128,88/MWh. Segundo Humberto Alencar, da gerência de preços da CCEE, não foi possível apresentar o impacto separado para o mercado livre e regulado, devido à indisponibilidade das declarações de sazonalização de energia para 2020. Lembrando que o impacto no mercado regulado é suportado por todos os consumidores cativos, por tanto, atendidos pelas distribuidoras
Para 2019, a CCEE estima que o GSF gerou um impacto negativo de R$ 21 bilhões ao mercado de energia, onde R$ 15 bilhões foram alocados no mercado regulado e R$ 6 bilhões no mercado livre.
Alencar explicou que os cálculos realizados pela CCEE consideram a diferença entre a energia alocada no MRE (equivalente ao total de energia produzida) e total de garantia física das hidrelétricas participantes do MRE, valorado pelo PLD, e desconsidera os “hedges” de energia feitos pelos agentes para minimizar os impactos do GSF.
Os reservatórios das hidrelétricas iniciam o ano com os seguintes níveis de armazenamentos máximos: SE/CO (20,2%); Sul (30,4%); Nordeste (37,6%) e Norte (15,2%).
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53122452/gsf-pode-gerar-perdas-de-r-9-bilhoes-em-2020-estima-ccee
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