Fortaleza tem projeto para dessalinizar água do mar

Plano é produzir mil litros por segundo até 2020; capital entra no sexto ano de seca

A dessalinização da água do mar para fins potáveis, alternativa usada por países sob estresse hídrico como Israel e Austrália, começa a ser considerada para regiões metropolitanas brasileiras.

Fortaleza é a primeira capital com um projeto para produzir até mil litros de água por segundo por meio de dessalinização até 2020, o que ajudaria a dar sobrevida ao açude Castanhão, que abastece a Grande Fortaleza e está com sua capacidade abaixo de 4%.

O projeto deverá ser uma PPP —parceria público-privada— onde a empresa escolhida para construir e operar a planta terá a concessão do serviço por até 30 anos, prazo que ainda está sendo definido pelo governo do Ceará.

Em outubro de 2017, a Cagece (Companhia de Água e Esgoto do Ceará) recebeu as propostas de manifestação de interesse das empresas para realização dos estudos sobre a planta de dessalinização.

Duas companhias estrangeiras foram escolhidas, a GS Inima Brasil, holding espanhola com acionistas sul-coreanos, e a também espanhola Acciona Água S/A.

Cada uma terá de apresentar, até o mês de maio, 15 estudos sobre a planta de dessalinização, com análises que vão de custos e tecnologias a serem empregadas a estudos de impacto ambiental.

A partir de maio, o governo terá dois meses para avaliar os estudos e abrirá edital para o recebimento das propostas, dentro dos critérios que serão especificados.

A empresa ficará responsável por investimento, construção e operação da planta de dessalinização. Os custos do projeto só serão divulgados após maio, mas estimativas apontam que o investimento necessário será da ordem de R$ 500 milhões.

Fortaleza entrou no sexto ano consecutivo de seca, e nos últimos dois anos o governo do estado passou a considerar alternativas de abastecimento de água para a região metropolitana.

Operando na capacidade esperada, de mil litros por segundo, a unidade de dessalinização acrescentaria 12% na oferta de água da Grande Fortaleza, o que seria equivalente ao abastecimento de 720 mil pessoas.

Hoje a capital cearense e outros cinco municípios da região metropolitana são abastecidos por duas estações de tratamento de água, que produzem até 15 mil litros por segundo.

A preocupação do governo é que até 2050, a demanda supere a produção
atual.

“A planta de dessalinização vai trazer um incremento para o abastecimento, mas não dá segurança completa. Vamos precisar de outras fontes, como o reúso de água na indústria” afirma Silvano Porto, gerente de pesquisa, desenvolvimento e inovação da Cagece (Companhia de Água e Esgoto do Ceará).

Ele estima que será possível produzir mais mil litros por segundo de água de reúso para as indústrias e o porto do Pecém, a partir do tratamento do esgoto da região metropolitana.

A Cagece estuda um modelo semelhante ao adotado no Aquapolo, na Grande São Paulo, que produz cerca de 500 litros por segundo para o Polo Petroquímico de Mauá.

O modelo de PPP para o abastecimento de água, no entanto, enfrenta críticas no Ceará por parte de grupos que entendem a medida como uma forma de privatização dos recursos hídricos.

“Não somos contra usar a tecnologia de dessalinização, mas isso precisa ser feito e operado pelo Estado, para o povo. A água não pode servir para dar lucro a empresas privadas”, afirma Josivaldo de Oliveira, da coordenação nacional do MAB (Movimento dos Atingidos por Barragens).

Para Porto, da Cagece, essas críticas não procedem, pois no modelo de PPP a empresa privada atuará como prestadora de serviços.

ÁGUA SALOBRA

A participação da iniciativa privada nos projetos de dessalinização de água já vem ocorrendo também no semiárido do Nordeste.

A americana Dow Water Solutions presta consultoria técnica para o projeto Água Doce, do governo federal, em parceria com os estados do Nordeste e Minas Gerais.

Já foram instalados 508 dessalinizadores para tratar a água salobra de poços, em comunidades rurais isoladas sem acesso à rede de água. O investimento no programa é de R$ 255 milhões.

“A dessalinização pode ser empregada tanto em sistemas localizados como em grandes áreas metropolitanas. No Brasil, já vem sendo utilizada pelo setor industrial, com sucesso”, diz Fábio de Carvalho, diretor da Dow.

A tecnologia de osmose reversa é uma das que mais crescem nos últimos 20 anos.

No semiárido, o programa nasce de um poço geralmente já utilizado pela comunidade, que recebe estudos de vazão e onde são identificados os níveis de salinidade.

Depois, é feita a capacitação dos moradores para que sejam os operadores do sistema de dessalinização. Já foram treinados 1.200 operadores, segundo a Secretaria de Recursos Hídricos e Qualidade Ambiental do Ministério do Meio Ambiente.

“A gestão comunitária é um modelo que tem funcionado, pois possibilita que os moradores gerenciem as unidades, dando acesso à água potável em regiões onde ele é muito precário”, diz Ranielle Linhares, coordenador do programa Água Doce no Rio Grande do Norte, que conta com 68 sistemas instalados e mais 35 em licitação.

No município de João Câmara, a cerca de 70 quilômetros de Natal, o governo do estado instalou um dessalinizador movido a energia solar, para reduzir os custos com energia elétrica gasta no bombeamento da água.

O equipamento permite o abastecimento de água para 65 famílias da comunidade rural Maria da Paz.

Fonte: Folha de São Paulo | Andrea Vialli

Revista Recharge: O nascimento do setor eólico offshore no Brasil

A próxima geração da indústria eólica vai “surpreender o mundo pelo custo” devido aos ventos fortes, águas rasas e 600 GW de potencial, escreve Alexandre Spatuzza em São Paulo.

Em meados de 2021, a estatal petrolífera brasileira Petrobras deverá instalar a primeira turbina eólica offshore – um modelo de 5MW – em algum lugar na costa nordeste do Brasil.

Mas o projeto ainda está tão envolto em sigilo que até o órgão de licenciamento ambiental federal do país – Ibama – que recebeu o esboço do projeto em 16 de fevereiro, sabe muito pouco sobre isto.

“Vamos ter uma primeira reunião sobre isso com a Petrobras nos próximos dez dias”, disse a Recharge o porta-voz do Ibama no início de março. O que se sabe é que, em 2016, a Petrobras apresentou uma proposta a Agência Nacional de Energia Elétrica, a Aneel, para construir um projeto de R$ 63 milhões (US $20 milhões), que incluía planos para ventos offshore e para estudar potenciais cadeias de suprimentos e infra-estrutura portuária.

Esse documento, posteriormente aprovado pela Aneel, veio no verso de um estudo inicial de cinco anos mapeando a velocidade do vento nos estados do Ceará e do Rio Grande do Norte – cujos resultados permaneceram secretos, mas que parecem ter incentivado os planos da Petrobras no setor eólico offshore.

Uma nova campanha de medição offshore ao longo da costa do Brasil, em especial o Nordeste e o Sudeste, agora está sendo conduzido graças a tecnologia Lidar e mastros meteorológicos com 93 metros de altura.

Oscar Chamberlain, Gerente Geral de P&D da Petrobras em Refino e Gás Natural, disse à Recharge que enquanto o Brasil já tem alguns dos ventos mais fortes e confiáveis ​​do mundo, particularmente nas regiões menos povoadas do interior do Nordeste, ele espera que os ventos em alto-mar sejam “mais fortes e tenham menos variabilidade do que em terra”.

O setor eólico offshore brasileiro também se beneficiaria da grande e rasa plataforma continental do país, que se estende até 40 km de distância ao longo dos 9.000 km de costa e que podem atingir profundidades de 8 a 12 metros.

E há também o fato de que 27% dos 210 milhões de brasileiros vivem em cidades litorâneas e costeiras “significa que poderíamos gerar energia perto de lugares onde há mais demanda”, diz Darlan Santos, Diretor de Energia Eólica do Cerne e pesquisador de energias renováveis ​​do RN.

Com os preços do vento offshore caindo rapidamente na Europa, discussões e estudos sobre o possibilidades do setor no Brasil estão ganhando força.

“Acho que o Brasil surpreenderá o mundo em termos de custos e preços no exterior em alguns anos”, disse à Recharge o Diretor-Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates. “A energia eólica offshore no Brasil é inevitável e eventualmente a questão é se seremos pegos de surpresa ou se vamos nos preparar para isso.”

As primeiras estimativas do potencial eólico offshore do Brasil são de 600 GW, até uma profundidade de 100 metros, em comparação com 350GW onshore.

Mas ainda há dúvidas sobre se o Brasil precisa ou não de vento no mar. “Há ainda muita terra barata e boa, varrida pelo vento, disponível para o desenvolvimento onshore [eólico]”, disse Élbia Silva Gannoum, Presidente Executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica).

O Presidente da Agência Nacional de Planejamento Energético (EPE), Luiz Barroso, disse recentemente que a atividade comercial eólica offshore ainda está a muitos anos de distância. Mas isso não significa que o governo brasileiro não esteja dando apoio ao setor.

Em 2015, o Ministério de Minas e Energia reuniu um grupo para discutir como o Brasil deveria desenvolver o setor eólico offshore. Nenhum resultado foi anunciado, mas em outubro do ano passado, foi realizada uma reunião de alto nível sobre a energia eólica no escritório de planejamento estratégico da presidência – com a presença da Petrobras e empresas como GE, Siemens, Gamesa além de grupos comerciais da indústria eólica.

Prates – em seu papel de auxiliar da Senadora Federal do RN, Fatima Bezerra – reuniu uma equipe de especialistas para escrever um Projeto de Lei para regular o desenvolvimento eólico offshore, que poderá ser aprovado pelo Congresso já em 2019. Ele está propondo um esquema semelhante ao que foi visto recentemente em estados dos EUA – o governo iria realizar licitações para concessões offshore em blocos, com os licitantes vencedores tendo então até cinco anos para desenvolver um projeto e preparar-se para uma segunda licitação para contratos de compra de energia.

“Seria o que o regulador nacional de petróleo e gás (ANP) do Brasil já faz para os blocos de exploração de petróleo: investir em estudos sísmicos básicos, licenciamento ambiental preliminar; o projeto dará à ANP outra responsabilidade para que também tenha que mapear ventos e transportar estudos básicos do fundo do oceano ”, diz ele à Recharge.

É altamente improvável que a Petrobras, sendo 54% detida (e controlada) pelo governo, estaria perseguindo sua estratégia de energia eólica offshore sem suporte de políticas de alto nível.

“A Petrobras tem como uma de suas estratégias, o objetivo de se preparar para um futuro baseado em uma economia de baixo carbono”, disse Chamberlain a Recharge. “Entre as iniciativas estão o desenvolvimento de alto valor agregado à empresas em energias renováveis ​​… a ideia de construir uma planta offshore piloto moverá esses objetivos estratégicos para frente, aproveitando o conhecimento da empresa para o desenvolvimento de projetos sobre transporte marítimo.”

A estatal é uma das maiores especialistas do mundo em petróleo e gás offshore – com cerca de 100 plataformas marítimas em operação no Brasil.

CTGAS-ER, um centro de pesquisa de gás e energias renováveis ​​situado no Rio Grande do Norte, mantido em conjunto pela Petrobras e pela organização de treinamento industrial Senai, desenvolverá uma campanha nacional de medição de vento; enquanto um estudo da cadeia logística já foi contratado pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN).

“A Petrobras tem um histórico e experiência de trabalho offshore, então acredito que, como vimos na indústria eólica onshore, vamos perceber que o Brasil tem o know-how técnico para offshore”, disse Mario González, professor da UFRN que está liderando a projeto.

“No final do estudo, teremos informações sobre sua viabilidade econômica”.

Fonte: Recharge Brazil | Alexandre Spatuzza

Fundos vão financiar uso de energia solar com R$ 3,2 bilhões

Às vésperas do prazo de desincompatilização dos ministros e do início da campanha eleitoral, o governo lançará na próxima semana a iniciativa mais abrangente até hoje para difundir a microgeração de energia solar no país.

Quase R$ 3,2 bilhões estarão disponíveis para financiar a instalação de placas fotovoltaicas nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste. Os recursos proveem dos fundos constitucionais, têm juros muito abaixo das taxas de mercado e prazos mais longos de pagamento. A ideia é incentivar a geração própria em residências e estabelecimentos comerciais. Uma reunião dos conselhos deliberativos das agências regionais de financiamento – Sudam, Sudene e Sudeco – está agendada para o dia 4 de abril a fim de aprovar essa nova fonte de crédito. O anúncio deve ser feito pelo presidente Michel Temer.

As linhas serão oferecidas pelas instituições públicas que atuam como operadores financeiros dos fundos constitucionais. O Banco do Nordeste terá as condições mais atrativas, com juros anuais de 6,24% e 12 anos para o pagamento do empréstimo, incluindo quatro de carência.

O Banco da Amazônia (Basa), que atende à região Norte, trabalhará com a mesma taxa, mas 36 meses de prazo para a quitação do financiamento (e dois meses de carência). No caso do Banco do Brasil, agente financeiro do Centro-Oeste, a taxa será de 7,33% ao ano – com 24 meses de prazo e seis meses de carência.

O ministro da Integração Nacional, Helder Barbalho, vê um esforço de popularizar o uso de placas fotovoltaicas. Até agora, o crescimento da energia solar tem sido impulsionado por usinas cuja produção é vendida nos leilões de suprimento organizados pelo governo. “Agora queremos levar ao cidadão uma iniciativa com impacto econômico e social gigantesco.”

Barbalho, que deixa o cargo no dia 7 de abril e disputará as eleições para governador do Pará pelo MDB, prevê uma boa procura por recursos onde as tarifas são mais altas. “O custo da energia é brutal”, diz o ministro, lembrando que ele mesmo vem de um Estado com grande superávit hidrelétrico, onde estão Tucuruí e Belo Monte. “E paga-se três vezes o valor da tarifa de outras capitais.”

O Brasil tem hoje 24.565 sistemas de mini ou microgeração distribuída, segundo dados compilados pela Absolar, entidade que reúne a cadeia produtiva do setor. Mais de 99% dos sistemas são baseados em placas fotovoltaicas. “Quando analisamos o perfil dos consumidores, porém, os gargalos ficam evidentes”, pondera o presidente-executivo da associação, Rodrigo Sauaia.

Cerca de 70% dos microgeradores estão no segmento de comércio, prestação de serviços ou residências de renda média e alta. “As pessoas jurídicas estão encontrando caminhos para se financiar”, avalia Sauaia. Segundo ele, o investimento em placas para a autoprodução de energia se paga em até cinco anos e os sistemas têm vida útil de pelo menos 25 anos. “É melhor do que qualquer outro investimento, como poupança ou fundos. A pessoa física, que poderia ter os maiores ganhos do ponto de vista do custo-benefício, não é contemplada.”

Quem gera energia própria e joga o excedente no sistema interligado, via distribuidora, deixa de pagar conta de luz e acumula créditos para usar no futuro.

Paralelamente, o ministério e a Absolar estão firmando um convênio para estudar juntos a possibilidade de troca do fornecimento de energia ao projeto de transposição do rio São Francisco. As nove bombas de elevação das águas – nos eixos leste (inaugurado em 2017) e norte (com entrega prevista para o segundo semestre) – vão consumir 746 mil megawatts-hora por ano e arcar com um gasto anual de energia em torno de R$ 300 milhões.

A ideia do governo – e a Absolar concluirá um estudo sobre o assunto daqui a 60 dias – é instalar placas fotovoltaicas nas margens dos canais. A faixa de 100 metros em cada margem já foi desapropriada e existe espaço suficiente para a instalação das placas, bem como 270 de linhas de transmissão de energia em alta tensão já construídas junto com o projeto de transposição.

Em uma terceira iniciativa do “pacote” de fomento à energia solar, o ministério vai propor a instalação das placas fotovoltaicas no perímetro de Itaparica (entre a Bahia e Pernambuco), que tem dez complexos de agricultura irrigada. Com cerca de 40 mil famílias, o complexo tem alto consumo de eletricidade e abastecimento subsidiado pela Companhia de Desenvolvimento do Vale do São Francisco (Codevasf). A conta paga pela estatal é de cerca de R$ 42 milhões anuais.

Se esse projeto der certo e o fornecimento de energia for mais barato, pode-se pensar no fim dos subsídios, diz Gustavo Canuto, presidente do conselho de administração da Codevasf. “O objetivo é que os agricultores possam se emancipar”, afirma.

Fonte: Daniel Rittner e Andréa Jubé | Valor Econômico

Obras de transmissão em estudo exigirão R$ 40 bilhões em investimentos

EPE divulgou atualização do plano de expansão da rede elétrica nacional

As obras de expansão da transmissão, em estudo pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), demandarão aproximadamente R$ 40 bilhões em novos investimentos, sendo R$ 33 bilhões referentes às novas instalações (linhas e subestações) e R$ 7 bilhões referentes às ampliações ou reforços em instalações existentes. No total, estão em estudo 19.582 km de linhas de transmissão e 52 subestações.

Esses números constam no “Programa de Expansão da Transmissão (PET) / Plano de Expansão de Longo Prazo (PELP), Ciclo 2018 – 1º semestre”. O documento, divulgado nesta sexta-feira, 23 de março, contempla todas as obras de expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN) dentro do horizonte de planejamento da EPE em fevereiro de 2018.

O PET contempla as obras determinativas, previstas para serem instaladas até 2024. São 8.406 km de linhas e 37 subestações, com investimentos estimados em R$ 13,4 bilhões. O PELP reúne as obras indicativas, para além de 2025. São 11.176 km de linhas e 15 subestações, com investimentos estimados em R$ 19,3 bilhões. Existe ainda a previsão de mais R$ 7 bilhões de investimentos em caráter autorizativo, para serem investidos em ampliações de subestações existentes.

O PET e PELP são atualizados semestralmente e são referências fundamentais para o mercado de energia elétrica e para que os agentes que desejam participar dos leilões de transmissão. Para ajudar na compreensão do documento, a EPE disponibilizou um vídeo, que pode ser assistido pela internet no canal da entidade no Youtube. Clique aqui para acessar a íntegra do documento.

Fonte: Wagner Freire | Agência Canal Energia SP

CERNE participa de lançamento do Centro de Pesquisa em Energia Fotovoltaica

Campus Natal-Central do IFRN lança Centro de Pesquisa em Energia Fotovoltaica. Após instalação de usinas solares em todas as unidades, a meta da instituição de ensino é se tornar produtor de tecnologia.

O diretor de Tecnologia, Pesquisa e Inovação do CERNE, Olavo Oliveira, esteve presente na última quinta-feira (22) na cerimônia de inauguração do Centro de Pesquisa em Energia Solar Fotovoltaica do IFRN, instalado no Campus Natal-Central do Instituto.

Diretor de Tecnologia, Pesquisa e Inovação do CERNE, Olavo Oliveira (à esq.). Foto: Jônatas Moura

O lançamento aconteceu no miniauditório do Campus e contou com a presença do reitor Wyllys Farkatt, do diretor-geral Arnóbio de Araújo Filho e do ouvidor Belchior Rocha que deu início ao projeto IFRN Solar na sua gestão como reitor, de 2009 a 2016. Esteve presente também o superintendente da Funcern, Jairo Santos.

O  reitor Wyllys Farkatt reforçou o objetivo do Centro: atuar no nível da pesquisa para o desenvolvimento tecnológico e complementação da formação dos alunos. “Nosso objetivo é virar referência como produtores de inovação na área. Com as usinas de energia solar, já somos protagonistas”, enfatizou.

“É muito importante estar presente, pois estreitamos ainda mais os nossos laços de parceria com o IFRN”, destacou o diretor setorial do CERNE, Olavo Oliveira.  “Fomos citados nominalmente pelos líderes do Instituto como importantes colaboradores e grandes parceiros nesses últimos anos”, concluiu.

O IFRN possui 21 usinas, com a marca dos 2.139 kWp de potência conectada à rede da Cosern. A produção de energia elétrica é convertida em desconto proporcional na conta de luz da Instituição. Com isso, a economia deve ser de um milhão e 300 mil reais por ano. O investimento foi de quase 17 milhões de reais, mas as usinas têm um tempo estimado de funcionamento de 30 anos, podendo ser mais que isso e sem custos de manutenção.

Fonte: CERNE Press

Energia eólica é a de maior eficiência para o Nordeste

Especialistas classificam apagão desta semana como incidente pontual e com poucos riscos

O apagão ocorrido em estados do Norte e Nordeste na quarta-feira (21) foi um incidente pontual e com poucos riscos, natural em um sistema complexo como o de transmissão de energia da região, de acordo com especialistas que debateram o tema de energias renováveis no Nordeste nesta quinta-feira (22), em Fortaleza.

Segundo eles, a energia foi restabelecida com rapidez e as causas da pane ainda deverão ser avaliadas pelas autoridades competentes.

Embora não vejam uma condição excepcional no ocorrido, os debatedores, porém, não enxergam mais nas hidrelétricas o futuro da produção energética do Nordeste – a instalação que falhou é parte do sistema de transmissão da energia gerada pela usina hidrelétrica de Belo Monte.

Alguns dos problemas enfrentados hoje, segundo eles, são a dificuldade para suprir a demanda crescente e também a gradual redução da vazão de rios do Nordeste, como o São Francisco.

A fonte de energia mais promissora para a região é a eólica, de acordo com o presidente da Câmara Setorial de Energias Renováveis da Agência de Desenvolvimento do Estado do Ceará (Adece), Jurandir Picanço. Isso porque, segundo ele, a tecnologia é barata, e a região é a mais privilegiada em ventos no Brasil.

Ele afirmou que, embora também haja grande potencial para outros modelos de geração, como a energia solar, a vantagem em relação a outras áreas do país em outros casos não é tão grande.

Picanço participou de debate durante o seminário Futuro do Nordeste, que aconteceu em Fortaleza (CE) nesta quinta-feira (22), com organização da Folha e patrocínio do Banco do Nordeste, Governo do Ceará e Prefeitura de Fortaleza.

“A energia eólica começou com valores elevadíssimos. Agora é a de menor custo no Brasil. As hidrelétricas com grandes reservatórios hoje são praticamente inviáveis, devido a problemas como o impacto para o ambiente e a destruição de reservas indígenas”, afirmou o especialista.

Produtores de energia

Para a diretora-presidente adjunta da Neoenergia, empresa privada de produção de energia elétrica, Solange Ribeiro, o desenvolvimento de novas hidrelétricas no Nordeste não é mais sequer uma opção, devido à falta de espaço e recursos naturais.

Ribeiro destacou também a velocidade do crescimento do uso de energia eólica no país, que classificou como um dos principais projetos para o futuro do Brasil. Mas lembrou que também há barreiras.

“Apesar de o Brasil já ser o oitavo país do mundo em energia eólica, é um recurso que nem sempre está disponível e precisa de complementos”, explicou. “Por isso, hoje, ela é complementada com outros modelos, como energia térmica, hidroelétrica.”

Ribeiro enfatizou também a importância de os consumidores passarem a se tornar produtores de energia, por meio da instalação de painéis fotovoltaicos, de captação de energia solar, em suas residências.

Conta de luz

O diretor de engenharia e construção da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf), Roberto Pordeus, citou um projeto da companhia, o programa Conta Zero, que vem testando formas de zerar a conta de luz a partir da produção de energia em quantidade igual à que é consumida.

Hoje há isenção de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços (ICMS) em alguns estados brasileiros para pessoas que produzem energia elétrica em casa, mas a conta de luz ainda não é zerada para aqueles que geram a mesma quantidade de energia que consomem.

Pordeus também falou sobre a criação de um novo centro de tecnologia, desenvolvido pela Chesf, e que deverá ser instalado próximo a Petrolina (PE) ainda neste ano. O objetivo é testar diferentes tecnologias de origem eólica e fotovoltaica.

“Parte da planta produzirá energia com as tecnologias existentes, e outra, menor, com tecnologias que ainda estão em período de pesquisa. A ideia é poder comparar o grau de eficiência e desenvolver modelos ainda melhores do que os que já são utilizados”, afirmou.

Fonte: Folha de São Paulo

Leilão A-4 deve ter intensa disputa, diz EPE

A expectativa do presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Luiz Augusto Barroso, é que o leilão A-4, que será realizado no próximo dia 4 de abril, tenha bastante disputa e que os deságios sejam altos. Barroso, que participou de painel do Agenda Setorial 2018, realizado nesta quinta-feira, 22 de março, no Rio de Janeiro (RJ), se mostrou otimista. “A competição vai ser muito grande, os agentes já mostraram capacidade de se reinventar, de trazer arranjos inovadores para conseguirem preços baixos”, afirma.

Para o leilão A-6, que deve ser realizado até agosto, ele ainda não arrisca uma perspectiva, uma vez que aspectos técnicos ainda precisam ser definidos em portaria para que o certame possa ser estruturado em portaria. A sobrecontratação existente também é outro tema que deve ser apurado para esse leilão. O prazo desse leilão coincide com o vencimento de contratos existentes, como o de usinas térmicas a óleo combustível e óleo diesel. Havia uma movimentação para que essas térmicas fossem descontratadas, mas não foi à frente.

Barroso salientou que desde que assumiu a presidência da EPE, a conclusão do processo revisão das garantias físicas das hidrelétricas foi uma das ações mais importantes, uma vez que ela retirou 1.300 MW médios da oferta. “A revisão mostrou que as regras estão aí para serem cumpridas”, aponta. Para ele, tudo que for estrutural ao sistema, deve ser incorporado a garantia física. O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata, que já foi secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, que também participou do evento, elogiou a revisão das garantias físicas, que segundo ele, já deveria ter sido feito em 2004. “é um trabalho de extrema relevância que veio com 14 anos de atraso”, observa.

Ainda segundo Barroso, a saída do ministro Fernando Coelho Filho não deverá atrapalhar os trâmites da realização do leilão A-6 desse ano, que também contará com os leilões de transmissão, cuja realização se dará ao longo do ano.

Fonte: Pedro Aurélio Teixeira | Canal Energia

Decreto regulamenta lei que incentiva a produção de biocombustíveis

O Governo do Brasil publicou nesta sexta-feira (16) o decreto que regulamenta o RenovaBio, programa que tem o objetivo de organizar o setor sucroenergético do Brasil, incentivar a redução de emissão de gases estufa e dar previsibilidade ao mercado. Como meta principal, o programa vai impulsionar o mercado de biocombustíveis no País. Menos poluentes que combustíveis como a gasolina, o incentivo a esse mercado está em linha com o Acordo de Paris e com as boas práticas ambientais.

Meio ambiente

Ao incentivar a produção de combustíveis renováveis, o governo também quer garantir a eficiência energética do País. Isso porque a maior parte da energia gerada aqui vem de fontes renováveis. De acordo com o Ministério de Minas e Energia, o RenovaBio estimula a competição saudável no mercado de biocombustíveis, o que assegura o equilíbrio da nossa matriz energética.

Eficiência e competitividade

A partir do desenvolvimento de indústrias como a do etanol, os preços de combustíveis podem ficar mais competitivos, o que, na prática, beneficia o consumidor. Segundo o MME, o programa vai “incentivar soluções que estimulem a eficiência da indústria de biocombustíveis, nos segmentos agrícola e industrial […] com ênfase na redução da intensidade de carbono ao menor custo para a sociedade brasileira”.

Ainda não é possível estimar o impacto disso nos preços de combustíveis. Mas, de acordo com a União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Única), a mistura de etanol na gasolina continua com um teto de 27,5%, o que impede que existam aumentos expressivos no preço do combustível.

Desenvolvimento econômico

Hoje, o Brasil  é reconhecidamente um dos maiores produtores de biomassa do mundo. Com o RenovaBio, isso vai melhorar ainda mais nos próximos anos. Dados do setor apontam para mais de R$ 1,4 trilhão em investimentos e a geração de 1,4 milhão de postos de trabalho até 2030. No mesmo período, o impulso ao setor deve reduzir em 847 milhões de toneladas de gás carbônico na atmosfera.

Fonte: Governo Federal, com informações do MMEANP e Unica

Falha em linha de transmissão no Xingu provoca apagão no Norte e Nordeste

O apagão que atingiu todos os nove estados do Nordeste, além do Amazonas, Pará e Tocantins na tarde desta quarta-feira (21) foi provocado por uma falha em um disjuntor na subestação de Xingu, conectada à linha de transmissão operada pela concessionária Belo Monte Transmissora de Energia, controlada pela empresa estatal chinesa State Grid, responsável pelo escoamento da energia gerada pela usina de Belo Monte, no Pará.

A queda ocorreu por conta de erro na calibração do disjuntor, equipamento que faz o controle automático da energia que passa pela linha. O componente estava calibrado para receber até 3.700 megawatts (MW) de potência, em vez de mais de 4 mil MW, como deveria. Ontem, quando a transmissão atingiu esse volume limite, o disjuntor simplesmente caiu, paralisando todo o resto da rede. A ONS explicou, em nota oficial,  que os sistemas Sul, Sudeste e Centro-Oeste ficaram desconectados do Norte e Nordeste.

Para o Diretor-Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais Energia (CERNE), Jean-Paul Prates, o problema que desencadeou o apagão não está relacionado com o tipo de fonte utilizada e sim com a operação da linha de transmissão. “Neste caso, o questionamento importante a se fazer é quanto à segurança do sistema de transmissão”.

Na opinião do especialista, o caso tem que ser apurado de forma transparente e as responsabilidades devem ser expostas para que se evitem falhas de operação como a que parece ter ocorrido.

“Não dá para escamotear responsabilidades num caso como este, principalmente por motivações políticas. Se houve algo errado, é preciso apurar e trazer à luz. Afinal, o sistema elétrico nacional hoje não é mais operado por uma empresa só, e é preciso distinguir responsabilidades e penalidades, para não se generalizar ou errar quanto a isso”, finaliza.

Confira outras notícias com informações sobre o apagão:

Falha em disjuntor no Xingu provocou “colapso” de energia no Norte e Nordeste, diz ONS

Apagão atinge ao menos 12 Estados de Norte e Nordeste

Falha em linha de transmissão de Belo Monte provoca apagão no Norte e Nordeste

Apagão no Norte e Nordeste foi causado por falha em linha

 

Fonte: CERNE Press

Aneel libera operação em teste de duas eólicas no Ceará

EOL Bons Ventos Cacimbas 2 e 7 tiveram dois aerogeradores de 2,1 MW liberados

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel)  aprovou para operação em teste as unidades UG8 e UG 7, de 2.100 kW cada, as quais compõe as usinas de geração eólica denominadas EOL Bons Ventos Cacimbas 2 e 7, a partir de 20 de março, segundo publicação do Diário Oficial da União da mesma data da liberação. Os empreendimentos, de posse da Geradora Eólica Bons Ventos da Serra 2 S.A, estão localizados no município de Ubajara, no Ceará.

Fonte: Canal Energia

Três eólicas offshore em licenciamento no Ibama

O Ibama conta atualmente com três projetos de produção de energia eólica marítima em andamento. O Brasil ainda não tem tradição neste tipo de produção de energia já que possui muita espaço para desenvolvimento da energia eólica onshore, hoje mais barata que produção marítima.

Em alguns países produtores de petróleo a produção eólica offshore atrelada a produção offshore de petróleo tem reduzido custos e trazido bons resultados. É o caso da Noruega, onde a Statoil tem investidos em projetos deste tipo.

Por aqui, a Petrobras está apostando em uma turbina piloto no campo de Ubarana, em águas rasas da Bacia Potiguar. O campo, contudo, está no programa de desinvestimentos da estatal e o projeto pode mudar de mãos.

Complexo Eólico Marítimo Asa Branca I

Map by E&P Brasil

O projeto do Complexo Eólico Marítimo Asa Branca I (400 MW) é formado por 10 (dez) Parques Eólicos Marítimos (Sabiaguaba I; Sabiaguaba II; Caetanos I; Caetanos II; Icaraizinho I; Icaraizinho II; Moitas I; Moitas II; Patos I; e Patos II), com 5 (cinco) aerogeradores cada, totalizando 50 (cinquenta) aerogeradores marítimos. Cada parque planejado ocupa 722,43 hectares, totalizando uma área marítima de 7.224,33 ha, que, somados à faixa marítima de passagem do cabo mar-terra de 230 kV, totaliza 7.243,58 hectares no litoral do município de Amontada/CE, em área com 15 km de frente ao continente por 5 km de largura, em direção ao alto-mar, a uma distância entre 3 km e 8 km da praia, com profundidades variando entre 7 e 12 metros.

O empreendimento terá a sua própria Linha de Transmissão de interesse restrito, a LT 230 kV MOITAS- PECÉM II – com 230 kV e 120 km. O projeto prevê o uso de navios-plataforma auto elevatórios de baixo calado para instalar as fundações, peças de transição, torres, naceles, pás, cabos de controle/elétricos submarinos e o enrocamento em torno das fundações. Será preciso contratar uma área portuária e retroportuária na beira do cais do porto do Pecém, de onde serão descarregados e armazenados os componentes importados.

O projeto de Asa Branca é da Eólica Brasil e começou a ser desenvolvido no início dos anos 2000. Procuramos a empresa, mas não foi possível verificar a atual situação do projeto.

Complexo Eólico Caju – Offshore

Complexo Eólico com 15 aerogeradores, totalizando 30 MW de potência instalada, localizado em Zona de transição terra-mar, no território dos municípios maranhenses de Tutoia e Araioses.

EOL Planta Piloto de Geração Eólica Offshore – 5 MW 

A Petrobras está licenciando um projeto piloto para geração eólica offshore no campo de Ubarana, na Bacia Potiguar. A petroleira vai instalar uma torre com aerogerador, uma torre anemométrica e um cabo submarino umbilical elétrico-óptico de aproximadamente 1 km de extensão a cerca de 20 km da costa de Guamaré, em uma região com lâmina d’água média entre 12 m e 16 m.

A empresa já iniciou o licenciamento ambiental do projeto. A torre do aerogerador será instalada a cerca de 1 km de distância com relação à Plataforma de Ubarana 3 (PUB-3). O aerogerador possuirá potência nominal de 5 MW e será conectado através do cabo submarino umbilical elétrico-óptico à plataforma PUB-3.

A medição da energia gerada será efetuada na própria plataforma, que já estará conectada à rede em terra quando da instalação da planta piloto de geração eólica offshore. O aerogerador será operado remotamente e os dados medidos pela torre anemométrica serão enviados via rádio para a PUB-3.

Fonte: E&P Brasil

Ministério de Minas e Energia publica garantias físicas de usinas do leilão A-4

Certame vai ocorrer em 4 de abril e vai contemplar PCHs, CGHs, Eólicas, Térmicas a Biomassa e Solares

O Ministério de Minas e Energia aprovou na segunda-feira, 19 de março, as garantias físicas dos empreendimentos que vão participar do próximo leilão A-4, que será realizado no dia 4 de abril.

O certame vai contratar PCHs, CGHs, Eólicas, Térmicas a Biomassa e Solares. As portarias foram publicadas no Diário oficial da União. Dentre os projetos cadastrados, estão os de empresas como a Enel Green Power, Renova Energia, CPFL Renováveis, Alupar, Brennand, Solatio, Kroma, Eletrosul e Voltalia.

Veja aqui as usinas e as respectivas garantias aprovadas.

Fonte: Canal Energia | Pedro Aurélio Teixeira

Propostas que incentivam a geração de energia renovável devem ser votadas nesta terça, 20

Dois projetos que buscam incentivar a geração de energia de fontes alternativas estão na pauta da Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI). Os textos preveem a instalação de equipamentos de geração de energia elétrica em prédios públicos ou financiados com recursos públicos e em unidades habitacionais do Programa Minha Casa Minha Vida. A reunião está marcada para terça-feira (20).

PLS 253/2016 torna obrigatória a instalação de equipamentos de geração de energia elétrica de fonte renovável em prédios públicos ou financiados com recursos públicos. O texto é do senador Telmário Mota (PTB-RR). Para ele, o poder público deve dar o exemplo na redução dos impactos ambientais causados pela atividade humana.

O projeto considera resultante de fonte renovável a energia elétrica gerada a partir de pequenas centrais hidroelétricas ou por fonte eólica, solar, maremotriz (energia das marés) e biomassa. De acordo com o texto, serão obrigados a utilizar energia com essas características as edificações de prédios públicos quando submetidos a reforma, os imóveis alugados pelo poder público, os imóveis construídos para abrigar órgãos públicos e os imóveis residenciais novos do Programa Minha Casa Minha Vida.

O relator, senador Jorge Viana (PT-AC), é favorável ao projeto. Ele aproveitou um substitutivo apresentado pelo senador Armando Monteiro (PTB-PE), que destaca que a instalação de fontes renováveis descentralizadas, seja em residências, em prédios públicos ou em outras edificações, reduz as perdas de energia nas linhas de transmissão e de distribuição, além de contribuir para a expansão do parque de geração de energia.

Se aprovada, a matéria ainda precisa passar por um turno extra de votação, por se tratar de um substitutivo.

Minha Casa Minha Vida

O outro texto que trata de incentivo à energia alternativa é o (PLS 224/2015). Do senador Wilder Morais (PP-GO), o projeto prevê que as unidades habitacionais do Programa Minha Casa Minha Vida recebam em sua construção equipamentos destinados à geração de energia elétrica de fonte solar, sem custo para os beneficiários. O relator, senador Flexa Ribeiro (PSDB-PA), apresentou um substitutivo à matéria para contemplar também a geração de energia de fonte eólica e de outras fontes renováveis.

Fonte: Agência Senado

Aneel libera duas fotovoltaicas para operação comercial na Bahia

A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou para operação comercial as unidades UG1 a UG 28, de 1.025 kW cada, somando 28.700 kW de capacidade da usina de geração fotovoltaica denominada UFV Horizonte MP 1, a partir de 17 de março, segundo publicação do Diário Oficial da União de 19 de março. O empreendimento, de posse da Enel Green Power, está localizado no município de Tabocas do Brejo Velho (BA).

No mesmo município e também sob titularidade da Enel, a UFV Horizonte MP 11 também teve liberadas para operação comercial suas unidades, UG1 a UG 20, de 1.000 kW cada, num total 20.000 kW de capacidade instalada.

Já a EOL Diamante III, situada em Gentio do Ouro, Bahia, foi autorizada pela Aneel para operar em regime de testes os aerogeradores UG4 a UG7, de 2.500 kW cada, totalizando 10.000 kW de potência.

Outra a receber o provimento do órgão regulador foi a UFV Guaimbé 4, que poderá testar as unidades UG1 a UG22, de 1.559 kW cada, mantendo a potência instalada de 30.000 kW limitada por controle de potência dos inversores. A usina fica em Guaimbé, São Paulo.

Fonte: Canal Energia

Parques eólicos no Maranhão terão investimentos de R$500 milhões

Instalação de aerogeradores do Complexo Delta 3, na região de Paulino Neves e Barreirinhas, gerou 1,5 mil empregos diretos e 2 mil indiretos

O Parque Eólico entre Paulino Neves e Barreirinhas, no Maranhão, será ampliado este ano pela Omega Energia. O investimento total de implantação dos novos complexos (Delta 5 e Delta 6) é da ordem de R$ 500 milhões, e o projeto já está na fase inicial.

O atual Complexo Delta 3 possui 96 aerogeradores e teve um investimento total de R$ 1,5 bilhão. Além de proporcionar energia limpa e sustentável, a usina gerou 1,5 mil empregos diretos e 2 mil indiretos na primeira fase das obras, bem como impulsionou a economia local e regional por meio de projetos sociais e estímulos ao desenvolvimento do comércio e do turismo na região.

Em dezembro do ano passado, a Omega Energia efetivou a venda de mais 108 MW durante um novo leilão, além dos 220,8 MW já em operação, o que exigiu a implantação de dois novos complexos, que irão aumentar a capacidade instalada da companhia a fim de atender à nova demanda.

“O leilão foi uma importante retomada para o setor elétrico nacional, especialmente, para a expansão da matriz eólica. Com a garantia de maior demanda de consumo, podemos apostar ainda mais no potencial do país para a geração de energia renovável”, afirmou Antonio Bastos, presidente da Omega Energia.

Além de Paulino Neves e Barreirinhas, a Omega Energia também é proprietária dos parques eólicos de Parnaíba, no Piauí, e ambos os estados têm se destacado no ranking nacional de geração de energia eólica.

A usina de Testa Branca I (PI) ficou no topo das 10 das eólicas com maior fator de capacidade durante todo o ano de 2017. Todas as 10 usinas do ranking, no mês de novembro de 2017, também no Piauí ou no Maranhão, pertencem à Omega Energia.

Energia renovável
O Brasil caminha a passos largos na direção da energia renovável. De acordo com o relatório 2017 do Conselho Global de Energia Eólica (GWEC, na sigla em inglês), o país subiu do nono para o oitavo lugar no ranking mundial de capacidade instalada de energia gerada pelo vento. Desde 2015, a produção brasileira tem ultrapassado países como a Itália e o Canadá, e se consolidado especialmente na região Nordeste.

Durante alguns dias de 2017, a energia eólica chegou a ser responsável por 64% do consumo no Nordeste, região com o maior número de parques eólicos do país. O grande campeão é o estado do Rio Grande do Norte, que possui 135 parques e 3.678,85 MW de capacidade instalada. Em seguida vem Bahia, Ceará e Piauí.

Por décadas, a energia produzida pelas usinas hidrelétricas se manteve como a mais competitiva e barata do mercado. Contudo, no fim do ano passado, pela primeira vez na história dos leilões de energia, a geração eólica desbancou a hidrelétrica como a mais barata.

Hoje o Brasil possui uma capacidade instalada de 12,76 GW de energia eólica, que já é responsável por 8,3% do total da energia consumida no país. Atualmente, são mais de 500 parques eólicos em plena atividade, e a perspectiva é de que a capacidade instalada de geração chegue a 500 GW em alguns anos, colocando o gigante sul-americano entre os seis principais produtores de energia eólica do mundo.

Para o doutor em Engenharia Elétrica e coordenador do Instituto de Ciência e Tecnologia de Energias Oceânicas, Osvaldo Saavedra, a mudança na matriz energética do país pode representar, num futuro próximo, tarifas mais baratas ao consumidor.

“O vilão das tarifas são as usinas termelétricas, que produzem uma energia mais cara e são acionadas sempre que há poucas chuvas. Mas ultimamente tem chovido muito, e os ventos do Brasil são os melhores do mundo porque variam pouco, com uma capacidade de geração acima de 40%. O crescimento dos parques eólicos no país certamente pode assegurar uma matriz cada vez mais renovável e tão barata quanto à hidrelétrica”, analisa o professor.

Primeira turbina

No Brasil, a primeira turbina de energia eólica foi instalada em Fernando de Noronha, em Pernambuco, em 1992. Na época, a geração de energia elétrica correspondia a 10% da energia gerada e  consumida na ilha. Isso economizava 70 mil litros de óleo diesel por ano.

Com os parques atualmente em construção, estima-se que até 2020 o país terá aproximadamente 600 parques eólicos em operação, dos quais cerca de 30% foram desenvolvidos pela Casa dos Ventos. Esses parques terão capacidade instalada de 17,9 GW, e representarão em torno de 10% de toda a energia produzida no Brasil.

Fonte: O Estado do Maranhão

Brasil começa a aproveitar seu potencial de energia solar

A geração de energia solar cresce e traz economia na conta de luz de residências e empresas — mas o potencial no país está longe de ser explorado

Em Janaúba, no Norte de Minas Gerais, a agropecuária é a principal atividade econômica da cidade de 70 000 habitantes. Ali a fruticultura, a soja e a pecuária vêm sendo castigadas pela maior seca da história na região. Localizada no semiárido mineiro e sob um sol inclemente durante boa parte do ano, com temperatura média de 33 graus, Janaúba faz parte do chamado Polígono das Secas. Mas o sol forte que bate ali, antes visto apenas como um infortúnio que só agrava a falta de chuva no lugar, virou uma oportunidade aos olhos de investidores. Agora, parte das pastagens improdutivas da região é fonte de renda para os pecuaristas, que arrendam suas terras para empresas que querem gerar energia solar.

Hoje, as companhias que estão investindo em fazendas de painéis fotovoltaicos miram a redução dos gastos com a conta de luz. É o caso da combalida gigante das telecomunicações Oi, que está construindo duas fazendas solares, uma em Janaúba e outra na também mineira Capitão Enéas, em paralelo às tentativas de colocar de pé seu plano de reestruturação. Cada uma das fazendas tem capacidade de geração de 5 megawatts, energia suficiente para abastecer 10.000 residências por mês.

A energia produzida em parceria com a GD Solar, empresa especializada em projetos e na construção de empreendimentos desse tipo, será injetada na rede elétrica de Minas Gerais e vai gerar créditos para ser abatidos da conta de luz de 3.000 unidades da Oi no estado, entre torres de telecomunicações e prédios corporativos. Os investimentos nas duas fazendas solares consumiram 30 milhões de reais. E o objetivo é construir outras 15 usinas do gênero no país até 2021. Nessa toada, a Oi espera economizar 30% dos custos habituais com energia. Hoje, os gastos por ano alcançam cerca de 750 milhões de reais. “Mesmo que o momento seja crítico para a companhia, é preciso olhar para o futuro”, diz Marco Vilela, diretor de patrimônio e logística da Oi.

A empreitada da Oi é parte da recente onda de investimentos em geração fotovoltaica no Brasil. Entre as operadoras de telefonia, a Claro foi uma das pioneiras. Em 2016, pressionada por uma alta de quase 60% nos gastos com eletricidade num período de 12 meses, a companhia decidiu estruturar um plano de autogeração com base em fonte solar, capaz de abater 30% dos custos de energia de 80% de suas operações — são cerca de 40.000 unidades, entre torres, lojas e edifícios corporativos.

Embora não seja dona de um painel fotovoltaico sequer, a Claro se beneficia da energia gerada nos 45 hectares equipados com painéis em Várzea das Palmas e em Buritizeiro, também cidades mineiras. “Há cada vez mais investidores dispostos a bancar esse tipo de projeto. E nós, como grandes consumidores, nos interessamos em comprar essa energia”, diz Roberto Catalão, vice-presidente financeiro da Claro.

A despeito do movimento das operadoras de telecomunicações, foi o consumidor residencial quem puxou para cima o número de sistemas fotovoltaicos em operação no país — a chamada “geração distribuída”. Em 2012, apenas 13 locais geravam eletricidade dessa fonte no Brasil (antes, os raios solares eram utilizados apenas para sistemas de aquecimento de água). Atualmente, são mais de 23.000 unidades, sendo 80% em residências.

Alguns fatores ajudam a explicar essa curva exponencial de adoção. Há seis anos, uma resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneelautorizou a produção própria de energia elétrica de fontes renováveis e possibilitou o repasse do excedente à rede pública de distribuição de energia em troca de desconto na conta de luz. Em 2015, outras facilidades foram incorporadas à norma. Os créditos gerados pelos consumidores passaram a valer durante cinco anos — e não apenas por três, como determinava a primeira regra. Os modelos também se diversificaram. Agora são permitidos sistemas de consumo coletivo, como condomínios e shoppings, e de consumo remoto — quando a energia é produzida num local e consumida em outro dentro da área de concessão de uma distribuidora.

Essa mudança foi o pontapé inicial para a consolidação do modelo de negócios da Órigo, empresa que se dedica a projetar e construir fazendas solares e a alugar cotas dos painéis a pequenas e médias empresas. Com uma fazenda de 1 megawatt em Minas Gerais, num espaço de 10 hectares, a Órigo consegue gerar energia equivalente ao consumo de 70 clientes — restaurantes, bares e açougues. Criada em 2010, a empresa tem entre seus investidores o fundo americano de private equity TPG e o brasileiro Move, que tem a participação dos fundadores da fabricante de cosméticos Natura. “Vamos fazer dez fazendas neste ano, e já temos muita coisa vendida de antemão”, diz Surya Mendonça, presidente da Órigo.

O maior impulso para esse mercado, porém, veio com o aumento das tarifas de energia. Desde 2012, o reajuste médio do preço da energia no país foi de 44%, acima da inflação de 36% registrada no período. Enquanto isso, o avanço da tecnologia de produção dos equipamentos fez o preço cair 80% na última década em todo o mundo e tornou a conta ainda mais vantajosa. Hoje, a instalação de quatro painéis solares com capacidade total de 1,25 megawatt (o suficiente para suprir as necessidades de uma família de quatro pessoas) custa 15.000 reais. Em 2015, era de 30.000 reais.

Sem levar em conta as usinas em fase de projeto e construção, a geração solar atingiu a marca de 1 gigawatt de capacidade instalada no país no final do ano passado. O montante significa uma fatia inferior a 1% da matriz elétrica brasileira, amplamente apoiada na geração hidrelétrica. Mas a participação pode chegar a 5%, de acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Para isso, o volume de recursos nesse mercado deverá chegar a 9 bilhões de reais neste ano e se manter nesse nível. A estimativa é que os investimentos acumulados no setor cheguem a 125 bilhões de reais até 2030.

Isenção de imposto

Hoje, o estado que lidera a corrida solar no Brasil é Minas Gerais, com 5 000 sistemas instalados. Não é à toa. O estado foi o primeiro a isentar a cobrança de 30% de imposto sobre circulação de mercadorias e serviços que incidia sobre a troca de energia entre consumidores e concessionária. Por lá, o tempo de retorno do investimento do consumidor num sistema fotovoltaico é um dos menores do país: entre quatro e cinco anos. Em São Paulo, o investimento se paga em seis anos. Hoje, 23 estados aderiram à medida, com exceção de Amazonas, Paraná e Santa Catarina.

Diferentemente do que se viu com a exploração da fonte eólica nos últimos anos, concentrada no Nordeste, a região em que são registrados os maiores níveis de irradiação solar do país tem baixo índice de aproveitamento dessa fonte. A razão é que não há vantagem financeira. “A tarifa média de energia nos estados do Nordeste é menor, e isso se deve, em parte, a subsídios do governo no preço para os consumidores mais pobres”, diz Juliano Assunção, professor na Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Com tarifas artificialmente mais baixas, as projeções de rentabilidade do investimento em solar na região são menores.

A inserção de um número cada vez maior de unidades autoprodutoras de energia solar no sistema brasileiro pode mexer com o modelo tradicional de atuação das concessionárias. A AES Eletropaulo, responsável pela região metropolitana de São Paulo, recebeu 600 pedidos de geração solar distribuída apenas em 2017 — o dobro do registrado no ano anterior. Desses, 350 foram conectados à rede da concessionária, que banca a própria conexão. O volume ainda é irrisório se comparado com a base de 7,4 milhões de clientes da Eletropaulo, mas o tema é recorrente em suas discussões de planejamento estratégico. “Vamos precisar de um nível de automação de gestão da rede ainda maior”, afirma Artur Tavares, vice- presidente de operações da AES Eletropaulo.

Ele se refere ao conceito de smart grid (“rede inteligente”), que, por meio de sensores, medidores sofisticados e do uso de big data, facilita o controle remoto das redes em tempo real e se antecipa a problemas como queda de tensão, além de oferecer informações diá-rias sobre as curvas de consumo. Hoje, os dados coletados são mensais. As concessionárias alegam que terão de investir mais nas redes para acomodar os autogeradores que estão chegando — um pessoal que, ironicamente, apostou na energia solar para pagar menos conta de luz.

Antevendo uma possível queda na receita, as distribuidoras querem discutir a configuração das tarifas. Atualmente, não há separação entre a energia consumida e o custo da infraestrutura de distribuição na conta de consumidores comuns. O pleito do setor é que a chamada “conta do fio” seja cobrada de quem tem o próprio sistema gerador e acaba usando a rede da concessionária.

Ainda não há uma proposta sobre a divisão da tarifa, mas o tema foi posto em consulta pública pelo Ministério de Minas e Energia. A regulação do setor deverá ser revista em 2020. “A atualização do marco regulatório tem de vir como oportunidade, não como desincentivo ao poder de escolha do consumidor de gerar a própria energia”, afirma Rodrigo Sauaia, diretor da Absolar. A projeção da Aneel é que, até 2024, cerca de 800.000 unidades de microgeração estejam em funcionamento no Brasil. Isso poderá acarretar uma perda de 1,1% de mercado para as distribuidoras, segundo projeções da agência.

Disseminação

O mercado já se prepara para uma popularização. Há no país cerca de 3 000 empresas: são comercializadoras, projetistas e instaladoras de sistemas fotovoltaicos, atuando em modelos diversos. O aumento da demanda não foi suficiente para dar forma a uma indústria nacional de painéis fotovoltaicos. São poucas as fabricantes no país, já que há isenção de impostos para a importação de um painel completo — mas não para peças, o que gera uma desvantagem tributária de 30%.

Uma delas é a BYD, chinesa com 40 fábricas no mundo, entre painéis solares, veículos elétricos e baterias, que faturou 17 bilhões de dólares em 2017. Em fevereiro do ano passado, a BYD inaugurou uma de suas maiores fábricas de painéis em Campinas e começou a vender equipamentos para grandes projetos, com mais de 80 megawatts de capacidade. Mas o planejamento mudou no meio do caminho. Nos próximos meses, a BYD pretende entrar no mercado de microgeração, que deverá compor até 50% do negócio, bem mais do que os 10% previstos anteriormente. O grupo CPFL também é um dos que -querem lucrar com a energia solar.

Agora parte da estatal chinesa de energia State Grid, a CPFL criou em 2017 uma empresa independente, focada na alta da demanda por geração solar distribuída: a Envo, voltada para o mercado de pequenos estabelecimentos comerciais. Antes disso, em 2016, a CPFL já havia dado início à instalação de painéis solares para 200 consumidores de Campinas, no interior de São Paulo, a fim de avaliar o impacto da microgeração em redes elétricas de baixa tensão, aproveitando um fundo de incentivo da Aneel à pesquisa em eficiência. “Essa modalidade avançou em todo o mundo e vai chegar aqui também, ainda que com atraso”, diz Karin Luchesi, vice-presidente de operações de mercado da CPFL.

A expansão brasileira ainda é tímida se comparada à corrida solar mundo afora. Estima-se que o Brasil esteja 15 anos atrasado na adoção dessa fonte. A China, que por muito tempo foi marcada pela produção de energia suja, com a queima do carvão mineral, superou a pioneira Alemanha na capacidade instalada de geração: 130 gigawatts, o equivalente a 80% de toda a matriz elétrica brasileira. A China também se tornou a maior fabricante de painéis solares do mundo.Nos Estados Unidos, a fabricante de carros elétricos Tesla, do bilionário Elon Musk, ultrapassou a fronteira dos sistemas fotovoltaicos comuns para criar uma telha solar, que gera energia e substitui a telha tradicional. Musk quer atrelar ao sistema a venda de pequenas baterias capazes de armazenar energia para ser consumida quando o sol não inside — hoje, o grande gargalo da energia solar. O mercado menos regulado também é um incentivo à adoção da energia do sol. Em vários estados americanos, a exemplo da Califórnia, é possível vender o excedente produzido pelos painéis aos vizinhos — o que é impossível no mercado brasileiro, onde o livre comércio de energia só é autorizado para grandes consumidores.

“Precisamos elevar o nível de conhecimento das pessoas que, apesar de interessadas, ainda acham que gerar energia solar é complicado e arriscado”, diz Ítalo Freitas, presidente da AES Tietê, braço de geração do grupo AES no Brasil, e que hoje já atende empresas como a rede Drogarias Araújo e o Hospital Albert Einstein com energia solar. A combinação entre regulamentação inteligente e custos mais baixos pode finalmente tornar viável em larga escala uma das fontes mais limpas de energia. Por ora, no Brasil, o sol é forte, mas ainda não é para todos.

Fonte: Exame | Renata Vieira

Chesf anuncia investimento de R$ 2 bilhões

Empresa energética pretende usar a verba em 30 novos empreendimentos de geração que foram obtidos em leilões

A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) comemora, esta quinta-feira (15), seus 70 anos de atividades com boas notícias. Apesar de atravessar dificuldades econômicas, a companhia anunciou um investimento de R$ 2 bilhões para este ano, com projeção de concluir 30 novos empreendimentos arrematados em leilões de geração dos quais a estatal participou. Maior investimento dos últimos anos – em 2017 foi investido R$ 1,6 bilhão -, será destinado para o setor de linhas de transmissão, transformadores e subestações da empresa.

Após equação financeira, a Chesf conseguiu receita para realizar o investimento. “Obtivemos receita adicional para conseguir concluir os projetos, já que a companhia está com dificuldades financeiras. Então, vendemos participações em sociedades da Chesf e utilizamos o valor da indenização paga pelo Governo Federal”, explicou o presidente da Chesf, Sinval Gama. Depois da edição da Medida Provisória (MP) 579 em 2012, o governo antecipou os contratos de concessão e informou que indenizaria ativos não amortizados. “Esse valor que o governo ainda devia só começou a ser pago em julho do ano passado em parcelas mensais”, disse Gama.

A empresa deve concluir todos os empreendimentos até o primeiro trimestre de 2019. Alguns dos projetos programados são: a Plataforma Solar Petrolina, a Plataforma Solar Fotovoltaica Flutuante no Lago do Sobradinho e UFV Bom Nome e UFV Lapa Solar I. “Com a recuperação financeira da companhia, enxergamos uma vocação futura para geração da fonte solar. A Chesf é uma empresa que pode acelerar este setor se tiver receita justa”, contou Gama, ao acrescentar que a estatal estuda inaugurar neste emestre um centro de referência de negócios em energia solar.

Para o futuro, a expectativa é de resolver o problema financeiro para manter investimentos. “Hoje, a Chesf não tem competência financeira para participar de leilões. Precisamos retomar as receitas para dar continuidade em pesquisas e avanço da  tecnologia nos projetos”, disse Gama, informando que o processo de privatização que o Sistema Eletrobras atravessa, com a Chesf sendo uma das subsidiárias, não interfere no andamento dos projetos, que vão continuar em operação.

Sinval Gama fala dos desafios da empresa (Jornal do Commercio)

Ele começou a trabalhar como estagiário da Chesf, em 1976. Depois disso, passou por várias empresas, chegando à presidência da estatal em janeiro de 2017. Nessa entrevista ao Jornal do Commercio, Sinval Gama fala sobre os principais desafios da Chesf, considerando que o principal é aumentar a receita da estatal.

JORNAL DO COMMERCIO – Dá pra gente ter uma ideia do quanto esse sistema de cotas traz de prejuízo a Chesf por ano?

SINVAL GAMA – Hoje recebemos R$ 450 milhões por ano para fazer a gestão dos ativos da geração da energia que vendemos em cotas, o que corresponde a 87% de toda a energia que produzimos. Na média, essa energia é vendida por R$ 9, o megawatt-hora (MWh). É um número tão imoral. O preço da energia varia dependendo do dia, se tem menos água etc. No entanto, a preços de hoje, a Chesf poderia estar recebendo R$ 3 bilhões por ano com a venda dessa energia. Desses R$ 3 bilhões, poderíamos investir mais de R$ 2 bilhões por ano em empreendimentos de geração eólica, solar e em linhas de transmissão.

]JC – E por que a Chesf não participa mais de leilões para implantar futuros empreendimentos na área de geração de energia?

SINVAL – Não temos receitas para fazer investimentos, comprar equipamentos. Quando se trabalha com empresa, é preciso ter dinheiro para alavancar recursos. Ninguém empresta a quem não pode pagar. Atualmente, estamos fazendo empreendimentos do porte com a capacidade instalada para gerar 500 megawatts (MW) a 1 mil MW. Não é do tamanho que a Chesf quer e nem do tamanho que precisa ter uma expansão da geração no Nordeste. Uma coisa é a Chesf fazer uma expansão, outra é uma empresa italiana, chinesa, francesa. São todos bem-vindos, mas essas empresas não têm a identidade que a Chesf tem com o Nordeste.

São Francisco

JC – Nos últimos cinco anos, houve uma redução de 71% da produção de energia por causa da pouca quantidade de água no São Francisco. Como o Sr. vê isso ?

SINVAL – Estamos passando uma das maiores crises de energia. Tenho a visão que cada vez mais a água do São Francisco terá outras prioridades, como o abastecimento humano, o saneamento e a irrigação. Hoje, estamos recebendo mais água do que liberando (o reservatório de Sobradinho está com a menor vazão da sua história, de 550 metros cúbicos por segundo). A prioridade hoje é restabelecer o armazenamento de água. Quem define o regime da água não é a Chesf. Isso é feito em conjunto por várias entidades e coordenado pela Agência Nacional de Águas (ANA). <EM>

JC – E com essa crise hídrica como ficará a geração de energia na região no futuro?

SINVAL – O Nordeste é uma região privilegiada por Deus. Temos condições de gerar, em diversos pontos do Nordeste, grandes volumes de energia com geração eólica e solar. A Chesf está se desenvolvendo para se especializar em energia solar. Estamos fazendo um projeto piloto no reservatório de Sobradinho com as placas (de geração solar) dentro do lago e implantando um Centro de Referência em Energia Solar (em Petrolina) que está prestes a ser inaugurado e estudará as diversas formas de geração de energia solar.

JC – E mesmo com o problema de queda da receita, a Chesf está planejando investir R$ 2 bilhões. Como?

SINVAL – Vamos vender as participações da Chesf em Sociedade de Propósito Específicas (SPEs). Quando cheguei à presidência da Chesf, encontramos 100 obras em atraso. Fizemos um plano para terminar todas as obras em atraso até o primeiro trimestre de 2019. No ano passado, concluímos 25 obras. Este ano, estamos trabalhando com 69, das quais 35 serão finalizadas este ano e 24 a serem finalizadas no primeiro trimestre de 2019.

Fonte:

Folha de Pernambuco | Eduarda Barbosa

Jornal do Commercio | Angela Fernanda Belfort

Fabricante chinesa de turbinas eólicas Goldwind obtém 1º contrato no Brasil

A fabricante chinesa de turbinas para energia eólica Goldwind, terceira colocada no ranking global do setor, conseguiu o primeiro contrato para fornecimento de equipamentos no Brasil, disse à Reuters um executivo da companhia.

O negócio marca a entrada do grupo chinês na maior economia da América Latina, que fechou 2017 como o oitavo país em capacidade instalada em parques eólicos no mundo, depois de um crescimento exponencial da fonte na última década.

A chegada da Goldwind indica concorrência adicional para gigantes globais do setor que já contam com unidades locais.

Já atuam no Brasil a dinamarquesa Vestas, associações de empresas alemãs e espanholas, como Siemens-Gamesa e Nordex-Acciona, e a germânica Enercon. A brasileira WEG também passou a produzir turbinas eólicas para atender à demanda doméstica.

“O primeiro contrato está assinado… o primeiro gerador chegou ao Brasil recentemente”, disse à Reuters o gerente-geral da Goldwind para a América do Sul, Xuan Liang, sem detalhar o valor e para quem foi destinado o equipamento.

A Goldwind já vinha analisando o mercado brasileiro há pelo menos três anos, e no ano passado chegou a avaliar até mesmo a possível aquisição de projetos eólicos como meio de garantir a construção das primeiras usinas com suas máquinas no país.

A fabricante também chegou a disputar leilões promovidos pelo governo brasileiro em dezembro passado para tentar obter contratos de venda de energia que viabilizassem a implementação de parques com seus equipamentos.

A empresa se associou à alemã Sowitec para a licitação, mas a dupla não chegou a aparecer entre os vencedores dos leilões, que registraram uma forte concorrência entre investidores que derrubou fortemente os preços de compra da produção futura das usinas.

A Goldwind agora avalia se disputará mais licitações com projetos próprios no Brasil —já há um leilão marcado para 4 de abril, para novos projetos renováveis, e um segundo certame deve acontecer até agosto.

“Nós estávamos em associação com a Sowitec. No entanto, para esse próximo leilão, não podemos divulgar nenhuma informação neste momento”, despistou Xuan.

O executivo comentou, no entanto, que o mercado brasileiro tem se aquecido significativamente desde a reta final do ano passado, com um grande aumento da concorrência entre investidores para viabilizar seus projetos no país.

“Esses são excelentes sinais de que o mercado de energia eólica vai continuar a crescer nos próximos anos. Nós acreditamos que o próximo leilão será mais um sucesso para o mercado brasileiro”, afirmou ele.

Mesmo que decida não buscar mais participação direta em projetos, como no leilão do ano passado, a Goldwind ainda poderá tentar abocanhar uma fatia no concorrido mercado de equipamentos eólicos no Brasil.

A disputa entre fornecedores se aqueceu em meio à redução no ritmo de contratação de novos projetos em 2015 e 2016, devido à crise econômica que derrubou a demanda por eletricidade no país.

Os investimentos dos fabricantes nas unidades locais vieram durante uma fase de forte crescimento da energia eólica no país na última década, fortemente impulsionada por financiamentos atrativos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Vestas anuncia fábrica de aerogeradores na Argentina

A empresa dinamarquesa Vestas anunciou a construção de uma instalação de montagem de hub e nacelle na província de Buenos Aires, Argentina. A nova instalação está sendo estabelecida para atender ao grande potencial de crescimento do país em energia eólica, que deverá chegar a 10 GW de novas instalações até 2025.

“Nossa posição de liderança com mais de 900 MW de capacidade instalada ou capacidade em construção sublinha a necessidade de dar um grande passo em frente para apoiar melhor as ambições do governo em matéria de energia renovável”, diz o diretor de vendas da empresa no Sul da América Latina, Andrés Gismondi.

Com nove instalações de produção em todo o mundo e parceiros cuidadosamente selecionados, a pegada de fabricação global da Vestas garante a entrega de produtos de alta qualidade aos seus clientes através da fabricação de componentes básicos próximos aos principais mercados. Com a nova instalação de produção na Argentina, a Vestas visa otimizar a produção, criando cerca de 300 empregos diretos e indiretos.

O ministro da Energia, Juan José Aranguren, destaca que “o fato de que um líder global em energia renovável está interessado em expandir sua presença na Argentina demonstra claramente que estamos no caminho certo, proporcionando aos investidores a confiança e a confiança necessárias para investir em nossa transição verde”.

Na mesma linha, o ministro da Produção, Francisco Cabrera, enfatizou que “o posicionamento da Vestas na Argentina é uma boa notícia, não só para o número de empregos que serão criados graças ao seu plano de localização, mas também para a transferência de tecnologia para pequenas – e médias empresas no país”.

Fonte: Vestas

Qual o estágio de desenvolvimento de eólicas offshore ao redor do mundo?

Províncias tradicionais de produção de petróleo ao redor do mundo também são frentes de expansão da geração de energia eólica offshore, setor que cresce sem parar desde a década passada e já conta com investimentos de grandes petroleiras.

Existem projetos de parques eólicos offshore desde o início da década de 1990 – o primeiro, na Dinamarca –, mas foi em meados dos anos 2000 que o setor entrou em expansão constante e acelerada – a capacidade instalada (MW) cresce quase 30% ao ano.

Experiência no offshore expande limites da geração eólica
A Statoil começou, em outubro de 2017, na Escócia, a operar o primeiro parque eólico flutuante do mundo. Isso foi possível com a utilização de boias flutuantes spar (floating spar buoy) para instalação das torres, o que permite a instalação em lâmina d’água mais profunda – e tem um conceito similar às plataformas de óleo e gás spar, também utilizadas por petroleiras na região.

Isso permitiu instalar o parque em profundidades acima de 100 metros, enquanto outros com estruturas afixadas no leito marinho chegam a em torno de 60 metros – a média dos projetos em 2017 foi de 27,5 metros de lâmina d’água, a 41 km da costa. Hywind Scotland levou oito anos em desenvolvimento.

A WindEurope, associação da indústria, calcula que o Mar do Norte será, com folga, o principal polo europeu de parques eólicos offshore no horizonte 2030, com 80,9% (19,895 MW) de toda a capacidade instalada no continente.

Em 2017, com o Hywind, a Statoil ficou em 5º lugar em termos de nova capacidade instalada na Europa.

No total, mais de 4 mil turbinas offshore estavam instaladas e conectadas na Europa até o fim de 2017, sendo mais de 80% instalados com monopilares (monopiles), em que a estrutura é fixada no solo marinho. Dados do relatório de 2017 da WindEurope.

A Statoil estima que o capex necessário para instalação de novos parques offshore cairá pela metade até 2023, usando como referência o Hywind Scotland, e já classifica como potenciais mercados futuros outras regiões do Mar do Norte, o Japão e as costas Leste dos EUA e Canada, e Oeste dos EUA e México.

Shell também já entrou no segmento, com participação em parque de 700 MW na Holanda. O CEO local da companhia, Marjan van Loon, em entrevista recente para a Reuters, afirmou que “estamos pressionando o governo, queremos instalar 1 a 2 GW por ano. Digamos, construir 20 a 30 GW até o fim da próxima década.

Potencial do Golfo do México
O planejamento estratégico do Departamento de Energia (DOE) dos EUA prevê a instalação de 86 mil MW de capacidade eólica offshore no país e estima-se que 10% ficará nos estados da Florida, Texas e Luisiana, gerando energia a partir do Golfo do México.

O licenciamento dos projetos é feito pelo Boem, mesmo órgão que regula a concessão de e operação offshore em áreas de exploração e produção de petróleo e gás. Desde 2013, foram ofertadas 12 concessões em diferentes estados da costa do Atlântico. Os estudos para oferta de áreas no Golfo começaram em 2017.

A primeira turbina eólica offshore dos Estados Unidos entrou em operação em dezembro de 2016. A Block Island Wind Farm é um pequeno parque, de cinco torres com 30 MW de capacidade na costa de Rhode Island.

Sinergias
Em 2015, a DNV GL iniciou o WIN WIN, marca do projeto Wind-powered Water Injection, com objetivo de desenvolver um sistema de geração de energia eólico integrado à injeção de água para recuperação secundária de petróleo e gás em plataformas offshore. Um projeto piloto pode entrar em operação em 2020.

A ideia partiu da combinação da crescente demanda por injeção de água em campos de petróleo offshore com o fato de que, comparativamente, a geração eólica offshore tem excelentes indicadores de eficiência.

Um compilado de dados feito pela DNV GL identificou que o fator de capacidade da eólica offshore é de 39%, comparado com 29% nos parques em terra e 11% de usinas solares (dados de 2015, do Reino Unido).

O desenvolvimento da torre eólica combinada com sistema de injeção de água entrou, em abril de 2017, em sua segunda fase, quando o objetivo será testar um sistema em escala reduzida em laboratório. O conceito prevê uma turbina eólica flutuante, ligada a um sistema convencional de injeção e tratamento de água.

Nesta segunda etapa, a DNV GL trabalha em parceria com as petroleiras ExxonMobil e ENI Norge, que estão desde o início do projeto, além do Norwegian Research Council, novo participante. Na primeira fase do WIN WIN, participaram também Nexen Petroleum UK, Statoil, VNG, PG Flow Solutions e ORE Catapult.

Histórico da eólica offshore na Europa
Relatório mais recente do Global Wind Energy Council (GWEC), com dados até 2015, aponta as principais características do mercado.

Mar do Norte é a região com maior quantidade de turbinas instaladas, sendo o Reino Unido o principal mercado com 5,066 mil MW de capacidade instalada até o fim de 2015, isto é, concentra 42% de toda a capacidade global, de 12,107 mil MW. Alemanha é o país onde mais investiu-se entre 2014 e 2015.

Fora da Europa, a China protagoniza a expansão da fonte alternativa, com 1,014 mil MW instalados no fim de 2015, sendo 360 MW adicionados no ano. No período, é o quarto maior mercado, superando Bélgica, Holanda e Suécia, apontados como regiões em expansão pelo GWEC.

Links
Detalhes do projeto Hywind Scotland
GWEC: Annual Market Update 2015 (o estudo de 2016 ainda não está disponível gratuitamente)
WindEurope: Annual Offshore Statistics 2017
Entrevista com o CEO da Shell Holanda
Projeto DNV GL WIN WIN

Fonte: E&P Brasil | Gustavo Gaudarde