Fonte solar mantem dianteira na geração distribuída

A geração distribuída a partir de fontes renováveis no Brasil, chamada de microgeração e minigeração distribuída, acaba de ultrapassar a marca histórica de 100 MW instalados. Segundo levantamento da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, com base em dados oficiais da Agência Nacional de Energia Elétrica, os sistemas solares fotovoltaicos instalados em residências, comércios, indústrias, prédios públicos e na zona rural já representam mais de 99% destas instalações de microgeração e minigeração distribuída no país.

O Brasil possui atualmente 8.931 sistemas conectados à rede, que proporcionam economia na conta de luz dos consumidores e beneficiam um total de 9.919 unidades consumidoras espalhadas pelo território nacional. Dos 100 MW instalados, 67,7 MW são provenientes da fonte solar fotovoltaica, totalizando 8.832 sistemas, que representam mais de R$ 540 milhões em investimentos no país.  

Segundo o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, o potencial técnico da geração distribuída solar fotovoltaica, já parcialmente mapeado pela Empresa de Pesquisa Energética, representa mais de 164 GW, considerando apenas os telhados de residências. De acordo com ele, isso significa que, se aproveitarem os telhados de residências brasileiras com geração distribuída solar fotovoltaica, a energia elétrica gerada seria capaz de abastecer 2,3 vezes toda a demanda residencial do país.

Dentre as unidades consumidoras beneficiadas por sistemas solares fotovoltaicos a maior parcela é de residências, que representam 77,5% do total, seguida de comércios, com 17%; indústrias, com 2,2%; consumidores rurais, com 1,8% e consumidores do poder público, incluindo iluminação e serviço público, somando 1,5% no total.

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Preços de energia no mercado livre seguem tendência de alta

Cada vez mais as geradoras e consumidores estão com as atenções voltadas para o céu. Com a proximidade do encerramento do período úmido e face o atual nível de vazões que são classificadas como piores na temporada 2016/2017 ante a que foi registrada entre 2015/2016, uma nova janela de oportunidade de gerar receita com a energia no mercado de curto prazo parece estar próxima. Essa possibilidade parece estar mais clara com os novos parâmetros do CVaR que entram em vigor a partir de maio o que pode posicionar o spread pago pela energia entre R$ 30 a R$ 80/MWh ainda este ano.

Apesar de os agentes já terem precificado o valor da energia quando da decisão do governo em adotar a medida referente o modelo de percepção de risco, a meteorologia terá papel importante no bimestre março-abril. De acordo com a gerente Comercial da Statkraft, Fabiana Polido, é necessário esperar o que acontecerá nesse período para se ter uma clareza maior sobre o patamar de preços para o mercado de curto prazo.

“Há uma tendência de alta de preços por falta de performance de chuvas do período úmido 2016/2017 que está fraco”, comentou Fabiana. “Contudo é necessário aguardar essa quaresma até final de abril, se as vazões não forem satisfatórias o spread pode chegar a R$ 80/MWh”, destacou a executiva durante evento sobre bioeletricidade promovido pela Única e Cogen, nesta quinta-feira, 16 de março. Contudo a representante da Statkraft ressaltou ainda que é importante lembrar da volatilidade que marca o PLD, mas que a tendência é de alta.

“O setor sucroenergético pode ter uma oportunidade boa de preços mesmo com as chuvas de abril por conta do cenário que vivemos e o movimento de migração para o ACL por consumidores especiais”, avaliou. O gerente de bioeletricidade da Única, Zilmar Souza, concorda que há uma possibilidade de que o segmento possa ver uma nova onda de oportunidade de geração de receitas com a venda de energia no curto prazo. Contudo, ele adota um posicionamento conservador ante o atual momento.

“Realmente, mas é uma possibilidade ainda, o cenário é incerto e não temos como prever além de 15 dias. Se vier essa elevação de preços junto ao aumento da demanda e a oferta não acompanhar, o preço aumentará no curto prazo. Isso estimula a geração adicional na bioeletricidade não somente da cana de açúcar, mas pode viabilizar a contratação de outras biomassas como a casca de arroz e o cavaco de madeira para aumentar a geração de curto prazo”, indicou. Mas, ressaltou que este não é o sinal de para que o segmento volte a investir em novas capacidades de geração, trata-se de um cenário conjuntural de 2017. Ampliar os investimentos, continuou, depende muito da sinalização de políticas púbicas.

Fabiana Polido lembrou que o mercado a R$ 100/MWh para as usinas de açúcar e etanol não é um bom patamar para a venda no MCP. E que nos últimos meses a queda de preço inviabilizou a geração de excedentes. Apesar disso, a queda de preços também viabilizou migração dos consumidores especiais para a energia incentivada. “Para ter ideia, a migração do ACR para ACL chegou a gerar 60% de economia. E afirmou que o mercado livre continuará a crescer com essa migração de consumidores especiais, levando à manutenção do preço desse produto em patamar mais elevado, com spread de pelo menos R$ 30 a R$ 35/MWh.

Essa perspectiva de aumento de preços no mercado livre pós maio é vista no movimento de comercialização de energia na plataforma eletrônica BBCE. De acordo com o presidente da empresa, Victor Kodja, estão sendo registrados recordes de negociação como o reportado na última terça-feira, 14 de março, com 184,7 MW em negócios, bem como no primeiro bimestre com 1.172 MW.

Esse resultado, destacou Kodja pode ser interpretado como uma resposta dos agentes a se posicionarem quando o período seco chegar. Essa leitura toma como base o fato de que os produtos mais negociados têm sido o de entrega entre maio a dezembro de 2017 e o de curto prazo. “Esse pode ser visto como um reflexo do aumento da aversão ao risco do CVaR sim. Com as chuvas abaixo da média histórica as empresas estão procurando se posicionar “, analisou.

Os valores da energia para abril estavam sendo fechados no patamar de R$ 250/MWh, já para o mês de maio havia propostas de compra a R$ 230/MWh e de venda a R$ 309/MWh enquanto houve negócios fechados a R$ 275/MWh. E a tendência, confirmou Kodja, é de que os preços sigam a curva de alta até abril.

 

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Adesão ao mercado livre deve crescer com novas regras de medição e faturamento

O surgimento de novos consumidores livres deve ganhar um novo impulso a partir de desta quarta-feira, 15 de março, quando entra em vigor uma série de medidas visando facilitar o tratamento dado a clientes que desejam sair do mercado cativo das distribuidoras. Esse é o espírito da resolução normativa 759/2017 da Agência Nacional de Energia Elétrica, que aprimora e, principalmente, simplifica os procedimentos relativos ao Sistema de Medição e Faturamento (SMF) para instalações conectadas ao sistema de distribuição. A ideia da norma é desburocratizar os requisitos do SMF, eliminando redundâncias para quem migra de ambiente.

Entre as melhorias com a nova legislação está a dispensa de aprovação dos projetos de SMF por parte do Operador Nacional do Sistema Elétrico, a dispensa do medidor de retaguarda para consumidores livres e, especialmente, a adoção de tratamento isonômico entre consumidores livres e cativos por parte das distribuidoras, no tocante à padronização técnica. Sem a série de exigências técnicas que encareciam e davam morosidade à migração para o ambiente de livre contratação, a expectativa é pelo crescimento do interesse na migração de mercado – atualmente há em torno de 180 mil empresas do grupo A cativas.

"A redução de custo no procedimento burocrático é o maior incentivo que um cliente livre em potencial pode ter para optar por essa migração. Acreditamos que, com a norma em vigor a partir de hoje, haja uma redução de pelo menos 25% em média do custo de adequação física para a migração", avalia o gerente de Inteligência de Mercado e Gestão de Energia da Thymos Energia, Sami Grynwald, para quem o processo se tornou muito melhor para as empresas se comparado às regras antigas, cujas exigências passavam pela especificação dos medidores para cliente saídos do mercado cativo das distribuidoras.

A resolução 759/2017 normatiza ainda uma série de prazos para as concessionárias de distribuição operacionalizarem a desvinculação com os consumidores que optarem pelo ambiente livre. No geral, as distribuidoras passam a ter, no máximo, 180 dias para concluir todos esses procedimentos, incluindo a instalação de equipamentos e a elaboração de relatórios técnicos. Para Grynwald, se for levada em conta a estrutura das empresas e as suas capacidades de atendimento, o prazo é adequado, embora possa vir a ser reduzido com o passar do tempo à medida em que diminuir a complexidade para as distribuidoras.

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Vianna: atualização tecnológica de Itaipu não vai impactar na produção da usina

O novo presidente de Itaipu Binacional já sabe para onde vai direcionar a maior parte da sua atenção tão logo desembarque na empresa. Nomeado nesta terça-feira (14) pelo presidente Michel Temer para a Direção-Geral da parte brasileira da hidrelétrica, o engenheiro Luiz Fernando Vianna quer manter, em 2017, os recordes de geração que vêm sendo alcançados pela usina – no ano passado foi superada pela primeira vez a marca de 100 milhões de MWh produzidos. A intenção, no entanto, é não mudar o ritmo do programa de modernização tecnológica iniciado este ano em 18 dos 20 grupos geradores da usina.

"O programa de atualização do maquinário de geração vai demandar grande esforço, mas que tem de ser feito o quanto antes. São equipamentos da década de 1980, já superados inclusive do ponto de vista do controle digital", explicou Vianna, em entrevista exclusiva à Agência CanalEnergia. Segundo ele, apenas uma máquina será parada por vez, casando o cronograma normal de manutenção geral dos grupos geradores com o processo de atualização tecnológica. O trabalho de modernização exigirá logística, já que os equipamentos, inclusive turbinas, serão desmontados e armazenados temporariamente.

Anunciado no final do ano passado, o programa de atualização tecnológica deverá demandar investimentos da ordem de US$ 500 milhões. O projeto, cujo prazo de conclusão é de 10 anos, será bancado com recursos próprios da usina, sendo transferidos ao consumidor somente a partir do ano de 2023, quando está previsto o encerramento do custeio do financiamento destinado ao empreendimento.

O novo presidente de Itaipu espera que 2017 mantenha os números superlativos de produção que a usina apresentou recentemente. A geração anual de 103 milhões de MWh registrada em 2016 – recorde na história da usina – pode, na visão dele, ser superada já este ano, a depender de fatores não gerenciáveis como o regime hidrológico do Rio Paraná. "Somos a maior geradora hidrelétrica do mundo em produção de energia, ultrapassando até a usina de maior capacidade instalada, que é Três Gargantas. É uma responsabilidade muito grande manter essa performance, mas confio em números ainda melhores daqui para frente", disse.

Copel - Após pouco mais de dois anos à frente de Copel Holding, comandando as áreas de Geração, Transmissão, Distribuição e Telecomunicações, o executivo apresenta números robustos, que atestam o crescimento do grupo paranaense nesse período. Hoje a maior empresa do Paraná e a 32ª do país em receita bruta (R$ 24,5 bilhões), a Copel se estabeleceu como uma das cinco maiores holdings do setor de energia elétrica do Brasil e uma das dez principais do setor de serviços. Os investimentos concentrados em geração e transmissão ampliaram a presença do grupo além das fronteiras do estado.

No Mato Grosso, a empresa prevê começar no início de 2018 a operação comercial da hidrelétrica Colíder (300 MW), do qual detém 100% do capital. Ainda na geração hídrica, a empresa terá uma participação de 30% na usina Baixo Iguaçu (350 MW), em construção até o segundo semestre de 2018 e na qual divide sociedade com o grupo Neoenergia. No campo da energia renovável, a holding paranaense comanda atualmente a construção de 28 parques eólicos no estado do Rio Grande do Norte com investimentos de aproximadamente R$ 2,5 bilhões. Serão mais 658 MW de capacidade instalada com esses parques.

Ele destaca ainda a criação, em 2017, da Copel Comercializadora, cujo portfólio de contratação no mercado livre já inclui 58 MWmédios assegurados em 2017 e uma carteira totalizando 180 MWmédios para os próximos cinco anos. Vianna diz que a Copel "está olhando" o próximo leilão de linhas de transmissão marcado para ocorrer no próximo mês de abril, e que terá no Paraná boa parte dos empreendimentos postos em negociação. "Fico satisfeito em ter contribuído, nesses dois anos, para o crescimento da empresa onde comecei minha carreira profissional", avalia o executivo, em tom de despedida.

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Erro em cálculo tarifário expõe "inconsistência regulatória" da Aneel, afirmam entidades

A confirmação de que os clientes brasileiros pagaram cerca de R$ 1,8 bilhão sem necessidade nas contas de luz ao longo de 2016, em decorrência da cobrança indevida pela geração de Angra 3 (usina que ainda está em construção), coloca em xeque algumas das principais atribuições da Agência Nacional de Energia Elétrica. Na visão da Proteste, associação em defesa aos direitos dos consumidores, o erro da Aneel no cálculo da cobrança do Encargo de Energia de Reserva expõe a fragilidade do órgão na regulação econômica.

"A atuação (da agência) vem se mostrando falha há muito tempo. Há uma inconsistência regulatória que reforça um descontrole nessa atividade, além de falta de transparência. Se o Ministério Público não tivesse levantado essa cobrança, por quanto tempo mais os consumidores continuariam pagando por uma energia inexistente?", questiona a advogada Flávia Lefèvre, representante da Proteste. Segundo ela, há uma ausência de isonomia na gestão da Aneel junto aos agentes econômicos em relação aos consumidores.

A advogada lembra que agência passou por um outro imbróglio decorrente de cálculos equivocados na composição das tarifas. Um erro levantado pelo Tribunal de Contas da União na metodologia de cálculo do reajuste anual aplicado pelas distribuidoras entre 2002 e 2009 apontou para um desembolso às concessionárias de aproximadamente R$ 15 bilhões a mais, em valores de hoje. Embora tenha assumido o erro, assinado aditivos nos contratos de concessão e ajustado a fórmula de cobrança, a Aneel não foi condenada pelo TCU.

A possibilidade de a devolução do que já foi pago ser alvo de contestação não é descartada pela representante da Proteste. "O argumento da 'segurança jurídica' já foi usado pela Aneel em favor das empresas, prejudicando a população. Pode muito bem ser usado novamente", afirma Lefèvre. A solução anunciada pelo diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, para equacionar a cobrança indevida prevê um abatimento no percentual de reajuste tarifário concedido às distribuidoras ao longo de 2016.

Em posicionamento enviado por meio de nota, o Idec defende que o ressarcimento dos R$ 1,8 bilhão aos consumidores brasileiros seja feito "imediatamente após constatado o erro", não apenas nas datas de reajuste anual das distribuidoras. Nesse sentido, o Instituto em Brasileiro de Defesa do Consumidor afirma que irá "estudar as medidas cabíveis". Procurada pela reportagem da Agência CanalEnergia, a Aneel não respondeu os questionamentos encaminhados a sua assessoria de imprensa até às 19 horas.

A cobrança indevida pela energia de Angra 3 no bolo do Encargo de Energia de Reserva foi levantado pela primeira vez pela Agência CanalEnergia em dezembro de 2016, em consulta formal feita à Aneel, após o assunto ter sido revelado pela TR Soluções durante apresentação no Encontro Anual do Mercado Livre. À época, a assessoria do órgão regulador respondeu que, "segundo informado pela área técnica, não haverá cobrança (da receita de Angra 3)". Ainda segundo a resposta, como a usina "tem previsão de operação apenas após 2018, seguramente não foi cobrado nada do consumidor em 2016 e nem o será em 2017".

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica afirmou em nota que "nenhum recurso relacionado com Angra 3 foi repassado à Conta de Energia de Reserva (Coner), isso porque a CCEE não fez qualquer cobrança de Encargo de Energia de Reserva relacionado à usina nuclear, conforme descrito no despacho Aneel nº 4.043/2015". Segundo esse despacho, a CCEE estaria liberada de fazer o recolhimento da receita fixa referente à Angra 3. A Câmara afirma não ter participação nos processos tarifários das distribuidoras, sendo estes de responsabilidade da Aneel.

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Erro faz consumidores pagarem R$1,8 bi indevidamente em 2016 nas contas de energia

O atraso das obras de Angra 3 também pode ter impactado os reajustes tarifários de 2016. Isso em decorrência da forma de contratação da energia que será gerada por lá, que é na modalidade de reserva. Acontece que há uma diferença de R$ 1,76 bilhão a mais entre o valor do Encargo de Energia de Reserva (EER) autorizado nos reajustes tarifários das distribuidoras daquele que deveria ser efetivamente pago. Esse montante é equivalente ao que seria destinado ao pagamento para a central termonuclear de Angra 3.

A tese foi levantada em primeira mão pela consultoria especializada TR Soluções durante o workshop especial do 8º Encontro Anual do Mercado Livre, promovido pelo Grupo CanalEnergia em novembro de 2016. Na ocasião a Agência CanalEnergia consultou formalmente e por escrito à Aneel sobre a cobrança, e por duas vezes a assessoria da agência reguladora negou, veementemente, o fato.

A conta é relativamente simples. A soma atual dos montantes destinados ao EER alocados pela Aneel às distribuidoras no ano de 2016 é de R$ 5,182 bilhões. Se esse valor representa os 77% de carga do SIN, que é a participação do ACR no consumo do país, somando-se aos outros 23% que são do ACL, chega-se a R$ 6,731 bilhões. Esse volume econômico final é o equivalente ao ERR estimado para 2016 e solicitado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica em carta datada de 29 de outubro de 2015 que incluía a receita fixa prevista para o pagamento da energia de Angra 3, de R$ 2,3 bilhões a ser cobrada de todos os consumidores do ACR e ACL no ano de 2016. 

Por outro lado, sem a Receita Fixa da usina nuclear esse valor total do EER para o ano de 2016 – somando os dois ambientes de contratação – deveria ficar em cerca de R$ 4,48 bilhões. Ou seja, há uma indicação de que apesar da diretoria da agência reguladora ter determinado a retirada da cobrança da receita fixa de Angra 3 do Encargo de Energia de Reserva, esse valor permaneceu na conta para os reajustes tarifários de 2016.

Em dezembro do ano passado, a Agência CanalEnergia perguntou por escrito à Aneel se “apesar da diretoria da Aneel ter retirado a cobrança da receita fixa de Angra 3 do Encargo de Energia de Reserva, esse valor permaneceu na conta para os reajustes tarifários de 2016 e, caso tenha permanecido, se seria devolvido ao consumidor quando e em que condições”. Na ocasião, também por escrito, a Aneel respondeu que “segundo a área técnica informou não haverá cobrança. A CCEE nos encaminha os valores relativos ao EER das usinas que têm previsão de operação no ano subsequente. Como Angra III tem previsão de operação apenas após 2018, seguramente não foi cobrado nada do consumidor em 2016 e nem o será em 2017.”

O caso voltou à tona novamente em função de uma ação na justiça movida pelo presidente do Instituto de Cidadania de Formosa, em Goiás, Geraldo Lobo, levando a Aneel a ter que reconhecer para a justiça que de fato houve a falha levando à cobrança indevida de R$ 1,8 bilhão a mais nas contas de luz dos consumidores em 2016.

Em comunicado enviado hoje a Aneel afirma que “os consumidores não sofrerão nenhum prejuízo, pois serão ressarcidos em 2017 com a devida remuneração (Selic) a cada reajuste ou revisão e que, para 2017, a previsão do ERR referente a Angra III foi retirada dos processos tarifários.” A CCEE informou à Agência CanalEnergia que não enviou dados errados à Aneel, como afirmou ontem em reportagem na TV Globo o diretor-geral da agência, Romeu Rufino. "A CCEE não tem qualquer participação nos processos tarifários das distribuidoras, sendo estes de inteira responsabilidade da Aneel" destaca o comunicado da Câmara. 

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Migração para o mercado livre continua, mas num ritmo mais lento

Os números do primeiro bimestre do ano comprovam a permanência do fluxo de migrações para o mercado livre, porém em um ritmo menos intenso como evidenciado em 2012. Entre janeiro e fevereiro, foram registradas 423 adesões, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

 

No ano, já ingressaram 372 consumidores especiais e 38 consumidores livres. Com as novas empresas, os dois perfis já representam 74% dos associados da CCEE. Além deles, três novas comercializadoras passaram a atuar no mercado, alcançando 194 companhias autorizadas e 6.034 agentes no total.

 

Segundo a CCEE, a desaceleração da migração já pode ser verificada nos primeiros meses do ano com uma média de 98 pedidos de adesão. Este número de pedidos é menor em relação a todo o período do ano passado, que registrou pico de 354 solicitações e média de 252. Atualmente, há 772 processos de adesão abertos em sistema, sendo 652 de consumidores especiais, 42 de consumidores livres, 54 de geração e 24 comercializadores.

 

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