segunda-feira, 31 de outubro de 2016

Preço da energia no mercado spot sobe 41% em todo Brasil

O preço da energia no mercado spot, ou Preço de Liquidação das Diferenças, subiu 41% nos quatro submercados do país, quando comparado ao preço praticado na semana passada. Válido para o período entre 29 de outubro e 4 de novembro, o preço fica equalizado uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não são atingidos. Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), as afluências abaixo da média contribuíram para o aumento do PLD.

As afluências verificadas em outubro ficaram em 81% da Média de Longo Termo (MLT), fechando abaixo da média em todos os submercados: Sudeste (82%), Sul (95%), Nordeste (38%) e Norte (53%). Em novembro, as ENAs também são esperadas em 81% da MLT para o sistema. Outro fator que impacta a subida no preço é a revisão da carga da ANDE, que ficou em média cerca de 280 MW médios mais alta que a estimativa do mês anterior, índice que, em alguns meses do ano, alcançou 550 MW médios.
 
A carga prevista para o sistema na primeira semana de novembro está aproximadamente 500 MW médios mais baixa frente a previsão anterior com redução prevista sobretudo no Sudeste (-600 MWmédios).
 
Já os níveis dos reservatórios do SIN estão aproximadamente 1.150 MW médios acima da última previsão semanal com elevação observada em todos os submercados com exceção do Nordeste (-150 MWmédios). As elevações foram de 810 MW médios no Sudeste, 120 MW médios no Sul e 380 MW médios no Norte.

O fator de ajuste do MRE para outubro foi estimado em 85,6% e a previsão para novembro é de 92,1%. Os Encargos de Serviços do Sistema são esperados em R$ 203 milhões em outubro, sendo R$ 167 milhões referentes à segurança energética. Já para o próximo mês, o ESS previsto é de R$ 149 milhões com o montante de R$ 147 milhões associado à segurança energética.
 
PLD
Sudeste/ Centro-Oeste: R$ 235,97/ MWh (Pesada), R$ 235,97/MWh (Média) e R$ 229,16/MWh (leve)

Sul: R$ 235,97/ MWh (Pesada), R$ 235,97/MWh (Média) e R$ 229,16/MWh (leve)

Norte: R$ 235,97/ MWh (Pesada), R$ 235,97/MWh (Média) e R$ 229,16/MWh (leve)

Nordeste: R$ 235,97/ MWh (Pesada), R$ 235,97/MWh (Média) e R$ 229,16/MWh (leve)


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sexta-feira, 28 de outubro de 2016

Chuvas em hidrelétricas devem ficar próximas da média em 2016/17, diz Climatempo



O período de chuvas do Brasil, de novembro a abril, não deverá registrar volumes abundantes, mas as afluências na região das hidrelétricas, importantes para garantir a oferta de energia, deverão ser melhores que nas últimas duas temporadas, afirmou à Reuters nesta terça-feira um especialista da empresa de meteorologia Climatempo. As expectativas da Climatempo são mais otimistas que as da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que na semana passada avaliou que as precipitações em 2016/17 deverão ficar abaixo da média histórica. Na visão da empresa, as chuvas deverão ficar abaixo da média nos últimos meses neste ano, mas com uma boa melhoria em 2017, à exceção da região Nordeste, que deverá continuar com a forte seca atualmente registrada.

"Vai ser uma situação tranquila se pensarmos no Sistema Interligado Nacional (SIN) como um todo... não vai ser um período úmido que vai criar grandes reservas, mas também não é tão ruim como foi em 2013/14, em 2014/15. Continua essa ascensão que começou ano passado, este ano ainda um pouco melhor", disse à Reuters o meteorologista Alexandre Nascimento. No Sudeste, onde estão os maiores reservatórios, as chuvas devem ficar entre 90 e 85 por cento da média histórica até o final deste ano, mas com uma melhoria em 2017. "Em janeiro a chuva deve ser próxima ao normal, e chover normal em janeiro é bastante chuva... estamos falando da ideia de um veranico (breve seca) em fevereiro, mas depois retoma em março, até compensando a não chuva de fevereiro", afirmou.

No Norte, as afluências devem voltar ao nível tradicional, que chega a encher a represa da hidrelétrica de Tucuruí, enquanto as chuvas no Sul deverão ser normais após um novembro irregular. A Climatempo trabalha com perspectiva de um fenômeno climático La Niña fraco e rápido, que teria como efeito um atraso nas chuvas, compensado posteriormente por um período de boas precipitações mais longo. Chuvas entre o final deste ano e início do próximo, de maneira geral, beneficiam as lavouras de grãos do centro-sul do Brasil, que estão em fase de plantio e desenvolvimento. No caso do café, também tendem a favorecer a próxima safra, a ser colhida em 2017.



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quinta-feira, 27 de outubro de 2016

EPE quer estudo para medir impacto da inserção das renováveis

A Empresa de Pesquisa Energética quer preparar um estudo para medir o impacto da penetração das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira. O estudo que começaria a ser feito em 2017 vai responder quanto desse tipo de energia está no sistema hoje e qual seria o investimento necessário para acomodar maiores percentuais de energias renováveis. A intenção do estudo não é de agir como fator limitador de inserção das renováveis. "É um estudo para preparar a avenida para facilitação das renováveis", explicou o presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, que participou nesta quarta-feira, 26 de outubro, de painel na Rio Oil & Gas, que está sendo realizada no Rio de Janeiro (RJ).
Segundo Barroso, uma das conclusões do estudo pode ser a necessidade de mais recursos flexíveis, como usinas termelétricas. A geração de energia por UTEs entrou em evidência após serem acionadas devido o difícil regime hidrológico dos últimos anos, em especial no Nordeste. Porém ela enfrenta dificuldades na viabilização em leilões, dentre outros motivos por entraves no suprimento e nas condições de financiamento do projeto. Esse estudo é um desejo da EPE e já havia sido solicitado há dois anos pelo Banco Mundial através do projeto Meta. Confiante no "Gás para crescer", consulta para diretrizes de gás natural que está sendo feita pelo Ministério de Minas e Energia, ele acredita que haverá uma consolidação de visão estratégica do governo sobre o insumo, discutindo com o mercado se conceitos e prazos estão adequados. Ele está abrindo discussões com os governos estaduais. "A palavra chave é conversar", observa.
Algumas das últimas termelétricas viabilizadas em leilões A-5 estão enfrentando dificuldades na sua implantação. A Bolognesi comercializou em 2014 as UTEs Rio Grande (RS - 1.200 MW) e Novo Tempo (PE - 1.200 MW), movidas a Gás GNL. A empresa tenta postergar o início da operação dos projetos. A Agência Nacional de Energia Elétrica já pediu explicações sobre o atraso das obras das usinas e o operador Nacional do Sistema Elétrico já retirou as usinas do planejamento da operação. Barroso quer aperfeiçoar os processos de habilitação nos certames e o monitoramento das obras, de modo que caso haja algum problema na implantação dos projetos, como está acontecendo com a Bolognesi, ele seja rapidamente identificado.
O presidente da EPE ressalta que não há risco na inserção das fontes renováveis, mas que elas estão localizadas em lugares de difícil escoamento da energia produzida. O estudo serviria para dimensionar de modo adequado os investimentos necessários para essa inserção. Recentemente, nota técnica excluiu os projetos eólicos e solares da Bahia, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul do leilão de reserva por falta da margem de escoamento.

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quarta-feira, 26 de outubro de 2016

Potencial eólico onshore brasileiro pode ser de 880 GW, indica estudo

Há algum anos o setor elétrico aguarda por uma atualização do Atlas Eólico Brasileiro. A primeira e única edição foi publicada em 2001 pelo Cepel, quando se estimou que o potencial onshore (em terra) do país seria de 143,5 GW. Esse número, contudo, pode ser seis vezes maior, considerando as novas tecnologias para produção de energia a partir do vento e, principalmente, a utilização de aerogeradores posicionados a 100 metros de altura. Uma pesquisa ainda em andamento do Instituto Nacional de Ciência e Tecnologia para Mudanças Climáticas (INCT-Clima) estima que o potencial eólico brasileiro pode chegar a 880,5 GW, sendo que 522 GW são considerados tecnicamente viáveis.
 
Desenvolvido há cerca de quatro anos, o estudo envolve a cooperação de várias instituições de ensino e pesquisa nacionais e internacionais. Entre elas estão Unifei (Universidade Federal de Itajubá (MG), a Universidade Federal de Alagoas (UFAL), a Universidade Federal de São Paulo (Unifesp)), a Universidade Federal do Rio de Janeiro (COPPE), o CENPES (Petrobras), a Universidade Estadual do Norte Fluminense (UENF), a Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), a Universidade de Oldemburgo, da Alemanha, além do INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais).
 
O físico Ênio Bueno Pereira, coordenador do projeto de Energias Renováveis do INCT-Clima, explicou que os números estão fundamentados em modelos climáticos adaptados. A validação desse potencial precisa ser feita a partir do cruzamento com dados medidos em superfície. Contudo, esses dados estão sob o domínio das empresas de energia, que se recusam a compartilhar tais informações. Apesar disso, Pereira disse que tem total confiança na pesquisa e nos números apresentados até agora.
 
"O produto (Atlas) ainda não existe. Fizemos uma pré-avaliação e temos confiança nesses dados", afirmou o coordenador de Estudos de Recursos Renováveis de Energia do Centro de Ciências do Sistema Terrestre do INPE. "A reavaliação dos dados depende de uma validação da superfície. Porém, os dados de superfície pertencem as empresas que instalaram esses parques eólicos e elas não os fornecem. O MME tem esses dados e também não pode fornecer. Estamos buscando um caminho para poder validar esses dados. Quando isso acontecer a gente pode publicar um atlas."
 
Pereira explicou que a Empresa de Pesquisa Energética também possuí esses dados e até os disponibiliza, mas apenas em médias mensais, o que não serve para a construção de um atlas eólico. “Estamos amarrados para produzir um atlas nacional porque não temos esses dados de superfície para validar esse atlas, nem para ajustar o modelo. Isso é uma questão crucial para que a gente possa fazer um novo atlas de energia eólica.”
 
Questionada, a EPE explicou que, por questões de sigilo, os dados sobre os ventos no Brasil só podem ser compartilhados com o Cepel. "A EPE forneceu todas as informações solicitadas pelo Cepel para confecção do Atlas Eólico. As informações foram enviadas nos dias 4 de maio de 2015, 5 de junho de 2016 e 14 de junho de 2016, com a autorização expressa dos agentes, no formato solicitado pelo Cepel.” A EPE não soube explicar porque o documento ainda não está pronto.
 
Apesar de prometido há anos, a publicação do novo Altas Eólico Brasileiro é uma dúvida. O projeto é tocado pelo Centro de Pesquisa de Energia Elétrica (Cepel), órgão ligado à Eletrobras. A reportagem entrou em contato com o Cepel buscando informações sobre o estágio do documento, mas nenhuma resposta foi apresentada. Um alto executivo do setor eólico, que falou sob sigilo, revelou que havia uma disputa entre o Cepel e a EPE na época em que Mauricio Tolmasquim presidia a entidade e que isso dificultava o andamento do processo.

Dessa forma, o estudo feito pelo INCT, quando concluído, pode ser uma grande contribuição para a democratização da informação, revelando novas regiões com potencial para atrair investimentos ligados ao setor de energia eólica. Segundo o estudo, com as torres posicionadas a 100 metros, estados que não tinham tanto potencial, como Espírito Santo, Paraná e São Paulo, passam a ser regiões viáveis à produção eólica, com ventos superiores a 6,5 metros por segundo. O estudo preliminar aponta que o potencial eólico da região Sudeste pode ser de 246,4 GW, contra uma estimativa de 27,7 GW do Atlas do Cepel. O mesmo acontece na região Sul, de 22,8 GW para 234,4 GW. A região Nordeste, tida como o melhor potencial já no Atlas do Cepel, passaria de 75 GW para 309 GW.
 
No setor de energia, o mercado eólico vem sendo o mais próspero nos últimos anos, mesmo em meio à crise econômica que afeta o país. A capacidade instalada brasileira atingirá 18.147 MW em 2020, contra um montante de 27,1 MW em 2005, de acordo com dados da Associação Brasileira de Energia Eólica. O Brasil possui 410 usinas em operação, somando 10,2 GW e representando 6,9% na matriz elétrica nacional. Informações do Banco de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica apontam que há 8,33 GW contratados para entrarem em operação até 2020.
 
A presidente-executiva da Abeeólica, Elbia Gannoum, explicou que o atlas tem o objetivo de indicar onde estão os melhores potenciais para os investimentos em energia elétrica. Quando o Brasil fez o primeiro atlas publicado em 2001/2002, o país não conhecia quase nada de energia eólica. Para confecção daquele documento, foi considerado os ventos com torres a 50 metros. Com a evolução tecnológica dos últimos 15 anos, hoje é possível instalar torres de até 150 metros de altura.
 
“Aquele atlas foi fundamental para que os primeiros investimentos acontecessem em energia eólica e depois disso não fizemos uma atualização do atlas brasileiro", comentou Elbia. Nos quatro últimos anos, Estados como São Paulo, Bahia, Rio Grande do Sul procuraram fazer a atualização do documento de forma independente e regional. Considerando apenas Bahia e Rio Grande do Sul, o potencial indicado pelos dois estados juntos ultrapassaria 360 GW. O estado de São Paulo, que ainda não conta com fazendas eólicas, teria um potencial a ser desenvolvido de 4,7 GW, segundo o documento elaborado pelo governo paulista. 
 
Para Elbia, a atualização desse documento com abrangência nacional é importante para sinalizar o que ela chama de "novas fronteiras de investimento em energia eólica". "Embora o melhor potencial já esteja identificado e ele está no Nordeste e no Sul do país, nós temos outras regiões com bons potencias", disse a executiva, que lembrou que, com o gargalo na transmissão, o vento deixou de ser fator determinante. "Você também tem que ter condições de infraestrutura para fazer o investimento."
 
Offshore- O estudo realizado pelo INCT ainda estima em 1,3 TW o potencial eólico offshore do Brasil. Porém, devido aos custos de implantação, os investimentos nesse tipo de empreendimento no mar ainda não foram iniciados no país. Por não estar concluído, o estudo não pode ser disponibilizado na íntegra ao público. A Agência CanalEnergia teve acesso apenas a uma apresentação preliminar.
 

terça-feira, 25 de outubro de 2016

Enterrar fiação dobraria conta de luz, diz empresa - O Estado de S. Paulo



A AES Eletropaulo reiterou ontem ser "favorável" ao enterramento da fiação elétrica da cidade. "A conhecida Lei Municipal 14.023, que determina o enterramento de 250 km lineares de fios por ano, está sendo discutida em âmbito jurídico, exatamente por interferir na regulamentação federal, uma vez que onera a tarifa e cria uma injustiça tarifária, na medida em que outros consumidores da mesma concessão da distribuidora, porém, fora do Município de São Paulo, teriam de pagar os custos de enterramento da capital", disse a companhia.

De acordo com a AES Eletropaulo, enterrar os fios custaria R$ 100 bilhões - e 33 anos de obras. A companhia diz que, de acordo com a regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), os custos de implementação devem ser repassados para as contas de luz. "Isso acarretaria um aumento progressivo na tarifa de energia, podendo ficar 2,2 vezes mais cara", informou a empresa. Em números, a distribuidora tem 44 mil km de rede elétrica em toda a sua área de concessão. Desse total, 41 mil km são de rede aérea e 3 mil km, de circuitos subterrâneos.



Alternativas

De acordo com Sérgio Brazolin, especialista em arborização urbana do Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT), nas cidades não planejadas, sempre há conflitos entre as árvores e a rede elétrica aérea, mas ele afirma que enterrar os cabos não é a única solução possível.

"Não acho que a concessionária precise enterrar todos os fios. Já seria um grande avanço substituir a rede convencional, que usa três fios paralelos bem espaçados, ocupa muito espaço e entra em conflito com as árvores", diz. Segundo ele, as alternativas seriam a rede compacta, na qual os fios ficam concentrados por presilhas, ou a rede isolada, que consiste em um só cabo. "Haveria muito menos necessidade de intervenções de poda", afirma. /f.c. e e.v.

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segunda-feira, 24 de outubro de 2016

Preço médio da energia para 2017 será de R$ 204,84/MWh

A Agência Nacional de Energia Elétrica resolveu fixar o valor do custo médio da energia e potência comercializadas pelos agentes de distribuição no ACR em R$ 204,84/MWh para o ano de 2017. Esse valor consta de despacho da Superintendência de Gestão Tarifária, publicada na edição desta sexta-feira, 21 de outubro, do Diário Oficial da União e faz parte do processo que definirá a cota da CDE para o próximo ano e que deverá ter até o final deste mês dados definidos para a elaboração do processo que será colocado em audiência pública.

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sexta-feira, 21 de outubro de 2016

Brookfield Energia quer duplicar participação no Brasil; aquisições estão no radar

A canadense Brookfield Energia Renovável quer duplicar sua capacidade instalada no Brasil nos próximos cinco anos, estratégia que passa tanto pela viabilização de novos projetos nos leilões de 2017 quando pela aquisição de ativos que estão disponíveis no mercado. Hoje a companhia conta com 1,5 GW em empreendimentos operando ou em desenvolvimento no país.
"A nossa ambição é duplicar a capacidade que a gente tem, num horizonte de até cinco anos no máximo", disse o vice-presidente da Brookfield Energia Renovável, André Flores, em entrevista exclusiva à Agência CanalEnergia após participação no 4º Encontro Nacional de Consumidores Livres em São Paulo. "A gente adquiriu recentemente na Colômbia uma empresa que foi privatizada que tem 3 GW de capacidade instalada. Então na América Latina a gente é maior na Colômbia do que no Brasil, o que não faz sentido dado ao tamanho do mercado", justificou.
Tradicionalmente, o grupo canadense aposta na aquisição de ativos operacionais para ganhar mercado. Dois terços dos ativos da companhia foram comprados de terceiros. Flores afirmou que a Brookfield tem buscado oportunidades no mercado de energia brasileiro. "Temos uma ambição de crescimento muito grande e a aquisição sempre é uma maneira mais rápida de crescer", disse. "Temos olhado com bastante atenção todas as empresas disponíveis no mercado. Não temos nada para ser anunciado nos próximos meses, mas temos alguns processos em andamento", completou.
No Brasil, a empresa está construindo três pequenas centrais hidrelétricas e uma usina a biomassa. Uma das PCH vai entrar em operação ainda este ano e os demais projetos ao longo de 2017 e 2018. O executivo disse que outros projetos estão sendo preparados para ser inscritos nos leilões de 2017, principalmente de fontes eólica e hídrica.
A Brookfield também está estudando oportunidades no segmento solar fotovoltaico. "É um mercado que a empresa está entrando de uma forma internacional. Criamos uma área de energia solar no exterior que tem inclusive trabalhado junto com a gente no Brasil para analisar as oportunidades", disse Flores.
Contudo, ele esclarece que ainda não é o momento de a companhia entrar nesse mercado. "No Brasil, é uma indústria bastante incipiente. A gente viu o governo fazer alguns leilões, mas a gente tem dúvida sobre que empresas vão fabricar painéis aqui e como será a financiabilidade disso. A gente está acompanhando com bastante atenção, não num ponto de fazer investimento nesse momento, mas num investimento futuro no médio prazo."

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