Comportamento do consumidor ditará políticas sustentáveis para o país

Para especialistas, modelo em que governo determina e sociedade segue precisa ser mudado

Bianka Vieira | Folha de São Paulo
Será a mudança de hábitos do consumidor que pautará uma agenda em prol da economia de baixo carbono, de uma nova matriz energética para o Brasil e de políticas e tributações que priorizem iniciativas sustentáveis.

“Em termos de produção, o Brasil é um país muito rico em recursos renováveis, há quase uma infinidade deles. Mas, do ponto de vista do consumo, nós precisamos exigir mais”, afirmou Elbia Gannoum, presidente-executiva da Abeeólica.

O tema foi debatido pelos participantes do 3º fórum Economia Limpa, nesta segunda-feira (27). O evento, realizado pela Folha na Unibes Cultural, em São Paulo, contou com patrocínio da Novelis e correalização da Abralatas (Associação Brasileira dos Fabricantes de Latas de Alumínio).

Para os debatedores, cabe à sociedade ditar o rumo a ser seguido pelo governo. “Alguns iluminados de Brasília decidem o que fazer e nós pagamos a conta. Essa ordem do governo fazer e a sociedade seguir precisa ser invertida”, afirmou Jorge Pinheiro Machado, diretor para a América Latina do R20, organização criada pelo ator Arnold Schwarzenegger, que apoia governos no desenvolvimento de projetos de infraestrutura verde.

Segundo Pinheiro Machado, falta no Brasil maturidade para a adesão de um modelo de consumo de energia que priorize aspectos como descentralização, descarbonização e digitalização —a chamada eletricidade 3D. “Estamos ainda muito focados no modelo soviético, responsável por esse atual modelo energético.”

Entre as propostas da mesa para um novo cenário, foram mencionadas união das tecnologias limpas nos processos de produção, administração responsável dos recursos, previsibilidade de consumo de biocombustíveis e alíquota zero para áreas ligadas à geração de energia sustentável e saneamento.

Não há espaço para mais tributação, temos de concordar, mas é preciso discutir outros mecanismos de incentivos”, disse Gannoum.

Donizete Tokarski, diretor-superintendente da Ubrabio (União Brasileira do Biodiesel), defendeu que a economia limpa não seja concentrada em poucos produtos, como acontece hoje com a atividade agrícola.

“A sociedade tem de discutir qual combustível quer usar, e não aceitar que temos somente a alternativa estabelecida. Diante dessa diversidade, temos de introduzir outras fontes de matéria-prima para os biocombustíveis”, explicou.

A indústria petroleira, na opinião de Tokarski, domina o mercado de combustíveis e estabelece, de forma pragmática, políticas no país.

Segundo a Organização Mundial da Saúde, a poluição atmosférica mata 50 mil brasileiros por ano. O dado foi mencionado por Ricardo Guggisberg, presidente-executivo da ABVE (Associação Brasileira de Veículos Elétricos), ao defender a integração entre eletricidade e biocombustíveis no transporte urbano.

“Temos de eliminar o diesel das frotas que circulam nas grandes cidades. Em São Paulo, foi criada uma lei que determina o corte de 50% do carbono emitido pelos ônibus. Na prática, ela só será possível com a substituição por veículos híbridos”, disse Guggisberg.

Outro ponto levantado pela mesa foi o de que sustentabilidade requer pensar na questão econômica associando-a ao social e ao ambiental.

Nesse sentido, a presidente-executiva da Abeeólica conta que a produção eólica no Brasil, concentrada em regiões de terras pouco produtivas, hoje gera arrendamento de terras para 4.000 famílias. “Isso faz circular a economia local com o aumento de renda nessas regiões.”

Incentivo tributário causa ineficiências no setor elétrico

Um incentivo tributário tem gerado ineficiências do setor elétrico e elevado os custos do sistema no Brasil. No centro do debate está o casal de tributos conhecidos pelas siglas PIS/Cofins, impostos de origem social que incidem sobre a receita e/ou investimento das empresas. A consultoria internacional PSR mostrou que a regra de taxação desse tributo permite que alguns grupos econômicos capturem uma vantagem competitiva sobre outros agentes. A constatação está em um estudo sobre os reais custos e benefícios das formas de produção de energia elétrica do país. O estudo está perto de ser concluído e foi encomendado pelo Instituto Escolhas.

“O estudo, porém, permitiu comparar esse benefício com outros incentivos que existem no setor elétrico e se constatou que esse é o maior benefício”, disse o diretor da PSR Bernardo Bezerra.

Entender essa estratégia de “otimização tributária” utilizada pelos empresários ajuda a explicar porque todos os projetos de energia no Brasil continuam sendo planejados para ter até 30 MW, mesmo após o Governo editar uma lei (nº 13.299/2016) garantindo o desconto de 50% nas tarifas de distribuição e transmissão (TUSD/TUST) para usinas renováveis com configuração até 300 MW.

Não é de hoje que esse tema é debatido nos bastidores do setor e da Fazenda. Para explicar esse tema é preciso contar uma breve história. Os empreendimentos de GTD podem fazer uso de incentivo conhecido como Reidi – Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura. O leitor do Portal CanalEnergia já deve ter visto que frequentemente publicamos uma nota informando que um projeto conseguiu o enquadramento nesse regime. Isso significa que o grupo empresarial terá isenção de imposto de importação, PIS e Cofins no investimento feito para construir a usina ou a linha de transmissão, por exemplo.

No caso dos geradores, o PIS/Cofins será cobrado novamente na venda de energia. A alíquota que incidirá, contudo, dependerá do regime tributário que a empresa está enquadrada. No caso de Lucro Real, a alíquota será de 9,25%. No caso de Lucro Presumido, 3,75%. Entretanto, para participar do lucro presumido o empreendimento obrigatoriamente precisa ter uma receita anual de até R$ 78 milhões. É importante frisar que todas as empresas podem fazer uso dessa estratégia tributária. Trata-se de uma prática totalmente legal.

Um dos problemas é que nem todos os projetos de geração de energia têm flexibilidade para serem configurados de forma fragmentada para capturar os dois benefícios. Toda via, é comum vermos projetos de PCH, biomassa, biogás, solar e eólica serem planejados para terem até 30 MW de capacidade ou menos. A razão é justamente para capturar esses incentivos tributários. Isso explica porque a lei nº 13.299/2016 não atingiu o objetivo esperado, que era ter usinas solares e eólicas com dimensões maiores.

Portanto, para a PSR, existe um subsídio no implícito, explicou Bernardo. “Mesmo com o governo aumentando o limite dos projetos para terem desconto no fio, o gerador tem o incentivo para ser ineficiente na hora de vender essa energia. Ao invés de construir um parque de 300 MW, faz dez de 30 MW. Cada parque precisa ter uma medição, uma linha de uso exclusivo. Isso aumenta os custos do sistema, aumenta o número de SPEs, aumenta a burocracia. ”

A mordida da receita

O tema é espinhoso porque envolver uma disputa delicada entre a empresa contribuinte e a Receita Federal. A reportagem apurou que nenhum gerador poderia assumir abertamente que fragmentou um projeto apenas para estar no lucro presumido, sob o risco de sofrer algum tipo de penalização por parte do órgão fazendário.

O entendimento que prevalece é que as usinas são pensadas na sua origem para ter um determinado tamanho e são devidamente autorizadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Essa situação deixa a Receita Federal numa posição fragilizada para questionar tal prática. No entanto, o que se verifica são projetos fragmentados, que depois são chamados de Complexos.

O advogado especialista em tributação da Souto Corrêa, Giácomo Paro, explicou que nem sempre estar no lucro presumido representa uma vantagem competitiva do ponto de vista de tributação. Essa conta será mais vantajosa se as margens de lucro forem altas.

O lucro presumido despreza a rentabilidade, presumindo que a empresa terá uma rentabilidade fixa. As alíquotas de imposto de renda e contribuição social (IR e CSLL) – que são iguais para lucro real ou presumido -, serão calculadas com base nessa margem. A alíquota de PIS e Cofins será de 3,65% sobre a receita bruta. No lucro real não tem essa margem de rentabilidade definida e a alíquota de PIS/Cofins é de 9,25%. Contudo, no lucro real a empresa pode tomar créditos de PIS/Cofins, por exemplo, em razão da depreciação de uma turbina geradora ou do consumo de energia da planta. Esses créditos depois podem ser abatidos na hora de recolher o imposto sobre a receita.

“Trata-se de uma análise complexa. Não necessariamente estar no lucro presumido vai ser benéfico. Tente a ser porque eu já tenho uma margem de lucro pré-defina para eu aplicar IR e CSLL e tenho uma alíquota de PIS/Cofins de 3,65% sobre a receita. Além disso, não preciso fazer cálculo de crédito tributário”, disse Paro.

Então o setor comemorou…

Quando a Lei nº 13.299/2016 foi publicada os setores de geração eólica e solar comemoraram a notícia. Afinal, a partir de agora seria possível contribuir projetos de até 300 MW e ainda assim contar com o subsídio da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Porém, essa vitória esbarrou na tributação.

“A extensão desse desconto teve como objetivo trazer mais eficiência econômica para esses projetos”, disse o presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar (Absolar), Rodrigo Sauaia. “No entanto, o tamanho dos projetos de qualquer fonte é definido de acordo com o porte ótimo. Fazer um projeto pequeno significa perder economia de escala. Portanto, abre-se mão de economia de escala para ganhar em versatilidade, cronograma de desenvolvimento do projeto, em acesso ao sistema de conexão”, completou.

Neste momento é importante lembrar que os encargos e tributos têm um peso importante na tarifa de energia elétrica. Segundo dados da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee), cerca de 29,5% do valor final da tarifa é resultado de PIS/Cofins e ICMS – Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços. Outros 15,5% são encargos.

A economista e presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Elbia Gannoum, explica que o bolso de quem paga cada conta é diferente. Os encargos setoriais são resultado de políticas públicas que visam subsidiar determinados segmentos. Por tanto, geram encargos bilionários a cada ano os descontos na TUSD e TUST, tarifa especial para consumidores rurais e de baixa renda, incentivos ao uso do carvão nacional e óleo diesel para o atendimento de regiões isoladas do Brasil, entre outros.

O custo desse subsídio é pago por todos os consumidores de energia. Essa conta só vem crescendo nos últimos seis anos e explica boa parte da explosão tarifária do país. Em 2018, os subsídios custaram R$ 19 bilhões.

Outro conceito é o da isenção tributária. No caso desta reportagem, a discussão gira entorno do PIS/Cofins. Tanto o Reidi como o lucro presumido permitem a isenção ou redução da alíquota desse tributo. Neste caso é o Tesouro (leia-se contribuinte) que abre mão de uma arrecadação fiscal, ou seja, de um recurso importante que poderia ser usado para investir em saneamento, educação e saúde, por exemplo. Mais uma vez, é importante frisar que essa isenção tributária não é um benefício exclusivo para o setor elétrico. Todo o setor produtivo pode fazer uso dessa regra.

“Hoje quando eu faço um projeto eólico para ter o luro presumido ele não pode ser superior a 80 MW de potência. Isso significa que não adianta muito eu ter a expansão do lado da TUST e da TUSD porque eu fico preso no lucro presumido”, disse Gannoum. Segundo a executiva, a solução para ajustar isso passaria por uma grande reforma tributária, tema de difícil enfrentamento em tempos de crise política e fiscal do Brasil.

O Ministério de Minas e Energia (MME) tem levantando a bandeira do fim dos subsídios, mas dificilmente se fala nos tributos. A ABEEólica tem se posicionado a favor do fim dos subsídios, principalmente da TUST e TUSD, desde que sejam retirados de forma simétrica para todas as fontes de geração. “Se você tira o desconto para uma única fonte, a contratação migra para outra fonte e você não resolve o problema”, disse Gannoum.

Já para Sauaia, é impreciso tratar um modelo de tributação que é oferecido para toda economia brasileira como um benefício exclusivo para um determinado segmento. “Ao meu ver é um tratamento equivocado e que de certa forma gera uma distorção na avaliação.” Ele lembra que nada impede de que projetos de PCH, biomassa, biogás, eólica e solar sejam de pequeno porte. “Atribuir a isso o selo de que é uma vantagem da fonte A ou B porque ela tem versatilidade é tornar uma qualidade da fonte em uma desvantagem, que ao meu ver é injusto”, completou.

Fonte: Canal Energia

Parque solar abastecerá campo de petróleo

A Ecopetrol pretende iniciar no primeiro semestre do próximo ano a construção de um parque solar na cidade de Castilla La Nueva para atender parte da demanda de energia do campo de Castilla, o segundo maior produtor da Colômbia. O parque terá capacidade instalada entre 10 MW e 15 MW e evitará a emissão de 14 mil toneladas de CO2 em um ano e de 210 mil toneladas em 15 anos.

A concorrência para contratação do projeto será lançada pela petroleira colombiana no último trimestre do ano. Este é o primeiro de uma série de projetos analisados pela empresa para instalação nas cidades de Norte de Santander, Huila, Meta y Antioquia, que somam capacidade instalada de 140 MW.

“A incursão em projetos de grande escala de energia solar é um marco na história da Ecopetrol, que se alia a outros investimentos para contar com uma matriz energética mais diversificada e limpa, que contribua com a proteção do meio ambiente e garanta a segurança energética da Colômbia”, diz o presidente da petroleira, Felipe Bayón.

O projeto faz parte da estratégia da Ecopetrol de fortalecer os investimentos em energias renováveis e diversificar o portfólio energético da empresa.

Fonte: EPBR

 

Investidores em energia renovável viabilizam novas usinas com contratos privados

Empresas de energia têm conseguido viabilizar usinas eólicas e solares no Brasil por meio de contratos privados de longo prazo para a venda da produção futura dos projetos, uma alternativa que para alguns já se mostra mais atrativa que os tradicionais leilões realizados pelo governo para novos empreendimentos de geração, disseram especialistas e investidores à Reuters.

O movimento acontece em meio a uma retração no consumo de eletricidade após anos de crise econômica, o que diminuiu os volumes negociados nas licitações federais e aumentou a concorrência, levando os preços oferecidos aos vencedores dos certames aos menores níveis já vistos no país para energia solar e eólica.

A desenvolvedora de projetos eólicos Casa dos Ventos, por exemplo, realizou com sucesso no início deste mês um leilão próprio, em que fechou contratos de até dez anos com grandes consumidores em montante suficiente para assegurar a implementação de alguns novos parques geradores.

“A gente vendeu 100 por cento do que gostaríamos de ter vendido, foi muito positivo. Muito provavelmente é um modelo que a gente pretende reproduzir”, disse à Reuters o chefe de Regulação da empresa, Fernando Elias, sem abrir os números negociados.

A comercializadora de eletricidade Matrix também conseguiu viabilizar empreendimentos —cerca de 300 megawatts em capacidade eólica e 200 megawatts solares, em um modelo no qual intermediou contratos de 10 a 15 anos entre consumidores e geradores “de primeira linha”, segundo o diretor de Relações Institucionais e Regulação da empresa, Ricardo Suassuna.

“São operações diretas, em contratos de 10 anos ou mais de energia renovável e a preços muito competitivos. O papel da Matrix é adequar contrato, preço, prazo e níveis de risco às necessidades do consumidor e do gerador”, afirmou ele, antecipando que a empresa já avalia realizar uma nova rodada.

Os empreendimentos do leilão da Casa dos Ventos são estimados para entrar em operação a partir de 2021 e 2023, enquanto os da Matrix devem começar a produzir em 2021 e 2022.

Antes, a elétrica mineira Cemig já havia realizado, em junho, um leilão para comprar por 20 anos a energia de novas usinas eólicas e solares, que deverão ser implementadas pelos investidores de geração até janeiro de 2022. O certame contratou projetos com um total de 1,2 gigawatt em capacidade.

A Cemig, que pretende utilizar a energia desses empreendimentos para atender seus clientes no mercado livre de eletricidade, já agendou uma segunda licitação semelhante, para 20 de setembro, com contratos de 10 a 20 anos para os vencedores.

A presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, explicou que a busca de empresas por modelos que permitam a construção de parques com venda da energia no mercado livre é importante por oferecer novas oportunidades aos investidores em usinas e ao mesmo tempo fomentar a cadeia produtiva do setor.

A alternativa é ainda mais interessante diante do enfraquecimento dos leilões do governo, que desde o final da década passada atraíram grandes fabricantes de equipamentos de para o país, como Vestas, Siemens Gamesa e Nordex Acciona, do setor eólico, e Canadian Solar e BYD, do segmento solar.

“Desde 2015 fomos percebendo uma redução no ritmo dos leilões e começamos a discutir alternativas… agora, de fato, o mercado livre de energia está muito dinâmico, e acredito que até o final do ano vamos ter mais casos para apresentar”, disse Elbia.

O secretário de Planejamento do Ministério de Minas e Energia, Eduardo Azevedo, disse recentemente estimar que a contratação de usinas eólicas nos leilões do governo neste ano fique próxima de 1 gigawatt em capacidade, ante um recorde de 4,7 gigawatts contratados em 2013.

TENDÊNCIA GLOBAL

A compra de energia renovável por empresas em contratos de longo prazo tem se tornado uma tendência em muitos países e viabilizado a construção de usinas mundo afora —segundo estudo da Bloomberg New Energy Finance (BNEF), essas compras já somaram 7,2 gigawatts em 2018, um recorde, superando os 5,4 gigawatts do ano passado.

O maior comprador até o momento, segundo o levantamento da BNEF, foi o Facebook, com 1,1 gigawatt neste ano.

O presidente da Pacto Energia, Rodrigo Pedroso, disse à Reuters que esse movimento começa lentamente a se configurar no Brasil, o que está no radar da empresa, que tem negócios em geração, transmissão e comercialização de energia e quer viabilizar usinas solares com venda da produção a seus clientes no mercado livre de eletricidade.

“A gente começa a quebrar esse tabu, os consumidores estão entendendo que se proteger (contra as variações de preço da energia) no longo prazo é muito importante. Eu arriscaria dizer que em um curto espaço de tempo o mercado livre vai superar o regulado. Nós vemos vários movimentos nesse sentido”, afirmou.

A modalidade de negócios buscada pela Pacto tem gerado movimentação por enquanto principalmente no mercado norte-americano, mas as compras de energia renovável por empresas também bateram recorde neste ano na Europa, ainda de acordo com o estudo da BNEF.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Geração distribuída, uma evolução natural

Valor Econômico | Gustavo Buiatti e Juliana de Freitas

Nos últimos dias vimos um intenso debate entre investidores da geração distribuída (GD), pessoas físicas ou empresas interessadas em gerar sua própria energia para se blindar dos elevados e sucessivos reajustes tarifários, e representantes das distribuidoras de energia.

A GD é uma parte importante da transição energética que vem acontecendo em todo o mundo, junto com a digitalização e a descarbonização. Através da GD consumidores passam também a gerar sua própria energia, sendo chamados de “prosumidores”.

Enquanto cria oportunidades, o aumento da participação da GD impõe novos desafios para as distribuidoras, para o operador do sistema e para o regulador. O modo como os agentes promoverão tal transição será determinante para os impactos dessa expansão.

Se por um lado a expansão da GD pode trazer benefícios, tais como a redução da perda de potência real e reativa, por outro pode aumentar a complexidade operativa e os próprios custos de distribuição.

Uma forma de incentivo à GD tem sido através do chamado “net metering”, que consiste em um mecanismo de compensação onde o consumidor gera energia e injeta o excedente na rede, caso haja, para uso posterior.

Diversos países, e alguns Estados dos EUA, têm políticas de “net metering”. Outra política é através de tarifas-prêmio, em países que a energia gerada pela GD pode ser vendida diretamente. Aqui a venda de energia é proibida para os consumidores. Com isso, o país optou por um regime de compensação, implantado através das REN 482/12 e REN 687/15. De acordo com a regra vigente, a tarifa de energia, composta pelas parcelas de energia, transmissão, distribuição, encargos e impostos é 100% compensada pelos consumidores.

Desde 2012, segundo a ANEEL, foram instalados 368 mil kW em 30.842 conexões, que geram créditos para 43.578 consumidores.

Como no resto do mundo, tal crescimento desperta questionamentos acerca do modelo de “net metering”, principalmente por parte das distribuidoras que o enxergam como ameaça.

Preconizam a existência de um subsídio cruzado, uma vez que os consumidores com GD deixam de pagar os encargos setoriais, e uma parcela dos custos fixos das distribuidoras, que serão rateados por uma base menor de clientes, que por sua vez pagarão mais. Assim, o custo evitado pelos consumidores com GD recairia sobre os consumidores sem GD, o que tem sido denominada pelas distribuidoras como a “espiral da morte”.

Há dois lados com interesses conflitantes. Do lado das distribuidoras interessa a preservação do seu mercado, ameaçado pela atratividade da GD. Do lado da indústria fotovoltaica interessa o aumento do número de instalações. O papel de elaborar políticas energéticas do MME, com apoio da EPE e da Aneel, é buscar o equilíbrio, visando um benefício maior para a sociedade como um todo, num conceito conhecido na economia como “ótimo de Pareto”, onde não é possível melhorar a situação de um agente sem piorar a dos demais.

Quem instala iluminação a LED precisa pagar às distribuidoras pelo “pecado” de consumir menos energia?

No futuro, além do aumento das instalações de GD, o aumento da eficiência das baterias e a redução de seus preços levará mais consumidores com GD a instalar baterias. Estes também passarão a usar carros elétricos, carregados em suas casas. Com mais consumidores gerando e armazenando sua própria energia, a previsão da carga, responsabilidade das distribuidoras, torna-se cada vez mais complexa, uma vez que essa não conhece o perfil do consumo e da geração. Com isso a qualidade do suprimento aos consumidores pode ser degradada, gerando picos de tensão que podem reduzir a vida útil dos aparelhos eletrônicos ou até a queima dos mesmos.

Os benefícios da GD são, portanto, dependentes da sua expansão planejada. Tal papel caberá à distribuidora, que deverá sinalizar para os clientes onde a GD traz maiores benefícios ao sistema. Ou seja, há oportunidades para as distribuidoras também. Isso acontece com a correta precificação em termos horários e locacionais da GD. Assim, com planejamento integrado, os ativos de GD podem reduzir a necessidade de expansão da infraestrutura da rede e as contas de energia para todos os consumidores, inclusive aqueles sem GD.

Um estudo recente mostra que uma penetração de GD de 20% é segura para adoção da GD fotovoltaica. A penetração atual é irrisória e está longe disso.

A remuneração da distribuidora é justa e necessária, e precisa ser contemplada na alteração da regra do “net metering”. Todavia, é preciso medir quanto e quando a rede está sendo usada.

Ativos de GD podem substituir a necessidade de grandes plantas e de armazenamento. A agregação e coordenação dos micro e minigeradores com baterias forma um conjunto que atua como uma planta virtual, despachável, equivalente a uma planta para atendimento da ponta, desejável para o sistema. Geração e consumo precisam ser monitorados.

Com a baixa penetração da GD, o momento favorece a imposição da instalação de medidores de geração e consumo em tempo real. Isso permitiria avaliar a simultaneidade e o uso real da rede. Com os medidores preparados e o valor mínimo de penetração atingido, a cobrança da TUSD deve ser proporcional ao uso efetivo da rede, em termos de posto horário e de distância entre pontos de injeção e consumo. Na geração junto à carga, simplifica a cobrança e tende a reduzir reclamações dos clientes.

Em uma experiência real, um dos autores instalou medidores de geração e consumo em tempo real em sua residência e constatou que nos últimos 10 meses consumiu na média 57% da energia gerada no seu telhado de forma direta e simultânea. Ou seja, apenas 43% da energia gerada circulou pela rede. Seria justo pagar pelos 57% de consumo evitado da rede? Quem instala iluminação a LED precisa pagar às distribuidoras pelo “pecado” de consumir menos energia?

É possível otimizar os ativos de energia do consumidor, para que a GD resulte em economia para os consumidores, redução de investimentos na rede, melhoria na estabilidade do sistema e geração de energia na ponta quando necessário, melhorando a qualidade e a confiabilidade dos serviços das distribuidoras.

O regulador age bem ouvindo os agentes, promovendo transparência e preocupando-se em manter a estabilidade regulatória, tão importante para a atração dos investidores. Conta com um setor organizado e profissionais altamente qualificados. Já vivemos tempos em que mudanças bruscas tiveram consequências severas para o setor. Façamos com que a experiência não seja uma lanterna na popa, que ilumina o passado, mas que nos orienta para um futuro radiante.

Gustavo Malagoli Buiatti é presidente da ALSOL Energias Renováveis S/A, co-fundador e diretor técnico da ABGD (Associação Brasileira de Geração Distribuída).

Juliana de Moraes Marreco de Freitas, doutora em Planejamento Energético pela UFRJ, é sócia e consultora na Peoplenergy Consulting

Aneel determina operação comercial de 59,4 MW eólicos na Bahia

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) confirmou a operação comercial de duas usinas de geração eólica denominadas Campo Largo III e IV, de acordo com despacho publicado nesta quarta-feira, 22 de agosto, no Diário Oficial da União. Cada empreendimento, de posse da CLWP Eólica Parque, teve 11 aerogeradores de 2,7 MW cada contemplados pelo parecer da Aneel, somando 29,7 MW de potência liberada por usina no município de Santo Sé, na Bahia.

A Aneel também aprovou 14,3 MW solares para operação comercial também na Bahia, na cidade de Guanambi, onde está localizada a usina fotovoltaica Verde Vale III. A UFV teve 13 unidades liberadas, cada uma com 1,1 MW de potência.

Fonte: Canal Energia

Usinas eólicas têm recorde e atendem quase 100% da demanda no Nordeste

As usinas eólicas do Brasil, instaladas principalmente no Nordeste, atingiram um recorde no último domingo, quando produziram por algumas horas energia suficiente para atender praticamente toda a demanda da região, disse nesta terça-feira a Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), que representa investidores do setor.

O país possui cerca de 13 gigawatts em parques eólicos, o que representa aproximadamente 8 por cento da capacidade instalada total, em que predominam as usinas hidrelétricas.

A geração eólica no domingo teve uma máxima diária de 8.247 megawatts às 9h28, o que representou cerca de 98 por cento da demanda por energia do Nordeste naquele momento.

Fonte:

Mercado livre já responde por 30% da energia consumida no Brasil; entenda como funciona

Luisa Melo | G1

Mercado não regulado só existe para grandes empresas e ganhou 402 consumidores este ano

O consumo de energia no mercado livre (não regulado) atingiu 18.046 MW médios em junho, o equivalente a 30% do total utilizado em todo sistema elétrico do Brasil. Há três anos, a fatia era de 25%. Esse mercado, que por enquanto só está disponível para grandes empresas, continua atraindo novos consumidores, ainda que em ritmo mais lento.

Nos seis primeiros meses de 2018, 402 consumidores migraram para ambiente livre, totalizando 5,4 mil. O número de entrantes, porém, é 55% menor do que o registrado no primeiro trimestre ano passado. O “boom” do mercado livre se deu de 2015 para 2016, quando a quantidade de consumidores mais que dobrou e passou de 1,8 mil para 4 mil. Em junho, o país tinha 237 companhias habilitadas a comercializar energia nesse mercado.

Foi em 2015 que o governo retirou os subsídios concedidos ao setor elétrico três anos antes pela então presidente Dilma Rousseff, provocando uma disparada no preço da conta de luz no mercado regulado. Simultaneamente, a formação de reservatórios era suficiente e não houve problemas na geração de energia, o que tornou o mercado livre atrativo.

O que é o mercado livre?

No mercado livre, como o próprio nome indica, o consumidor pode escolher de quem vai comprar energia. O preço, quantidade, prazo de fornecimento e até a fonte também são negociáveis e definidos em contrato.

O cliente desse mercado pode comprar diretamente das geradoras (as donas das usinas) ou de comercializadoras, que são uma espécie de revendedores. Para receber essa energia, porém, ele precisa estar conectado a uma rede e paga uma fatura separada pelo serviço da distribuidora, a chamada “tarifa fio”. O cliente que tem porte muito grande e está conectado diretamente à rede básica paga a tarifa fio para a transmissora.

Grandes grupos de geração e distribuição, como Cemig e Enel, possuem suas próprias comercializadoras.

Já o mercado regulado é o tradicional, no qual o consumidor é abastecido por uma determinada empresa que detém a concessão de distribuição de energia na região onde ele está localizado. Ele não escolhe qual companhia prestará esse serviço, nem de onde virá a energia que vai consumir, e paga uma fatura única com todos os custos.

Quem pode comprar no mercado livre?

O mercado livre ainda não é uma opção para pessoas físicas. Para comprar energia fora do ambiente regulado é preciso ter uma demanda contratada (soma da potência de todos os equipamentos elétricos) de ao menos 500 kW.

Para se ter uma ideia de quanta energia isso representa, um transformador de poste que abastece casas de três a quatro ruas tem uma capacidade média de 75 kW. “[O mercado livre] é para quem paga uma conta de energia na faixa dos R$ 100 mil”, explica Reginaldo Medeiros, presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel).

Há ainda outra limitação: quem tem demanda contratada entre 500 kW e 3.000 kW (ou 3 MW) só pode comprar no mercado livre energia incentivada, proveniente de fontes renováveis. São os chamados “consumidores especiais”. Esses clientes têm desconto de 50% na tarifa fio, paga às distribuidoras pelo transporte da carga elétrica. Já os que têm demanda contratada superior a 3 MW são os “consumidores livres”, grandes indústrias, como siderúrgicas, químicas e produtoras de alimentos. Boa parte delas, inclusive, tem usinas e gera sua própria energia.

Todas as operações precisam ser registradas na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), onde o comprador também precisa se habilitar. Para isso, é preciso solicitar um cadastro, e fazer a habilitação técnica e operacional.

Maiores consumidores do mercado livre de energia

Autoprodutor Consumidor livre (acima de 3 MW) Consumidor especial (de 500 kW a 3 MW)
1 Vale Albrás Alumínio Brasileiro Carrefour
2 Companhia Brasileira de Alumínio (CBA) Braskem Telefônica Vivo
3 Petrobras ArcelorMittal Grupo Pão de Açúcar
4 Votorantim Vale Claro
5 Usiminas CSN Seara Alimentos

Por que existe o mercado livre?

Por que comprar energia direto de quem gera? Basicamente, porque costuma sair mais barato.

“O mercado livre existe para estimular, pela concorrência, uma redução da tarifa”, diz o professor Nivalde Campos, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), especialista em economia do setor elétrico. “O serviço de distribuição sempre continuará sendo pago, mas a energia custará menos na medida em que o mercado livre evoluir”, emenda Rui Altieri, presidente do conselho da CCEE.

A energia fica mais barata por conta de uma série de fatores. Um deles é que as geradoras que, em determinados períodos, conseguem produzir mais energia do que já se comprometeram a vender às distribuidoras no mercado regulado ofertam essa “sobra” a preços mais baixos no mercado livre, já que a eletricidade não pode ser estocada.

Outro ponto é que quem compra energia em grandes volumes pode negociar contratos com condições vantajosas. Além disso, as distribuidoras têm uma série de compromissos que comercializadores não têm, como o de obrigatoriamente levar energia à população de baixa renda e de não interromper imediatamente o fornecimento para inadimplentes, segundo Rui Altieri, da CCEE.

Vantagens x desvantagens

Também pesa a favor do mercado livre a previsibilidade dos preços. Quem fecha um contrato sabe o quanto pagará pela energia que vai consumir durante toda a sua vigência. A duração média dos contratos no mercado livre é de quatro anos.

Já no mercado regulado as tarifas são corrigidas anualmente pela Aneel. O reajuste leva em conta a inflação e os custos da distribuidora com compra de energia, além dos investimentos feitos por ela e depreciação dos seus ativos. Além disso, existe o regime de bandeiras tarifárias, pelo qual o valor da conta de luz pode variar a cada mês, dentro de um patamar pré-estabelecido, conforme a necessidade de ligar as usinas térmica, que produzem energia mais cara.

Por outro lado, a empresa que decide migrar para o mercado livre precisa ter uma gestão bastante controlada da energia. Ela precisa cuidar para não ficar descoberta e não correr o risco de ter que contratar energia mais cara de última hora.

É preciso também cumprir uma série de regras e prazos definidos pela CCEE. Se a redução de custos não for importante, a burocracia não vale a pena, segundo Thais Prandini, diretora da Thymos Energia.

A pedido do G1, a Thymos estimou de quanto seria a diferença para uma empresa da categoria especial (demanda entre 500 kW e 3 MW e que só pode comprar energia incentivada) que decidisse hoje entrar no mercado livre. Considerando que a migração leva ao menos seis meses, já que a distribuidora precisa adequar sua demanda e se planejar para perder aquele cliente, o preço contratado seria o projetado para 2019.

No mercado regulado, o custo seria de aproximadamente R$ 360 por MW médio: R$ 280 de tarifa de energia mais R$ 80 de fio. Já no mercado livre seria de R$ 325 por MW médio: R$ 285 de tarifa de energia e R$ 40 de fio (por conta desconto pela compra de energia renovável). É importante lembrar, porém, que a projeção para a tarifa fio é uma média, uma vez que esse custo varia conforme o perfil e nível de tensão de cada consumidor.

Empresas que entraram em 2018 já contratadas no mercado livre acumulam até agora uma economia de média de cerca de 30% em relação ao mercado cativo, nas contas de Marcelo Ávila, vice-presidente da comercializadora Comerc. Já Associação Brasileira das Comercializadoras de Energia (Abraceel) calcula que, nos últimos 17 anos, a diferença de preços ficou em 23% no Brasil.

“No mercado regulado quem compra a energia para os consumidores é o governo, que não consegue comprar com eficiência nem agulha para hospital, quanto mais algo tão complexo. Ele compra mal e repassa o custo para as distribuidoras, que repassam para os consumidores”, diz Reginaldo Medeiros, da Abraceel.

Sobrou ou faltou energia. E agora?

Mas o que acontece se uma empresa contrata mais energia do que utiliza? Ela pode vender o excedente em contratos diretos com outras empresas, comercializadoras, geradoras ou transmissoras, ou liquidar essa “sobra” na CCEE.

Ao optar pela segunda opção, a companhia recebe o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), um preço que é definido pela CCEE semanalmente e que é a referência para o custo da energia no mercado livre no curto prazo. O cálculo do PLD é uma espécie de balança entre a oferta e a demanda de energia em todo o sistema nacional e leva em conta, por exemplo, o índice de chuvas e formação de reservatórios, a disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão e preço dos combustíveis.

Da mesma forma, a empresa que gastar uma quantidade maior de energia do que comprou precisa firmar contratos adicionais paralelos, ou pagar o PLD sobre o extra que vai consumir. Como é uma espécie de preço “à vista”, o PLD normalmente é mais alto do que os firmados em contrato para o médio e longo prazo.

Existe também o Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE), uma plataforma parecida com uma bolsa de valores, onde vendedores e compradores negociam energia.

E o consumidor final?

Os especialistas ouvidos pelo G1 foram unânimes em dizer que o mercado livre de energia deve continuar crescendo no Brasil e que chegará aos poucos ao consumidor residencial, como já acontece na Europa.

Tramita atualmente no Congresso um projeto de lei que propõe reduzir gradativamente o limite de demanda contratada mínima para ingresso no mercado, zerando qualquer imposição até 2028.

Brasil pode usar energia solar em motores de embarcações

Dentro de cinco a dez anos, o Brasil chegará ao patamar de países como França e Suíça, atualmente líderes no desenvolvimento e uso de embarcações com motores elétricos de propulsão, alimentados por baterias carregadas por painéis solares. Além de diminuírem a emissão de gases, esses motores são menos poluentes.

A estimativa foi feita à Agência Brasil pelo professor do Departamento de Engenharia Elétrica do Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppe-UFRJ), Walter Issamu Suemitsu.

Poluição

Segundo o professor, as chamadas embarcações solares são uma alternativa de combate visando reduzir a emissão de gases de efeito estufa na atmosfera e a poluição das águas.

“Na Europa, por exemplo, tem países que proíbem barcos de propulsão a sistema de combustão porque, às vezes, tem escape de combustível e aí polui a água dos lagos e rios”, disse.

A utilização dos barcos solares ainda apresenta restrições em termos de velocidade e autonomia, destacou. “Porque são barcos alimentados por baterias de painel solar e nem sempre tem sol o tempo todo. Por isso, ainda não estão populares no exterior”, ponderou.

Como o Brasil, ao contrário das nações europeias, é um país ensolarado, ele acredita que apresenta muitas possibilidades para adoção dessa tecnologia no setor naval.

Desafio solar

No Departamento de Engenharia Elétrica da Coppe, Suemitsu tem desenvolvido pesquisas sobre motores para barcos solares, visando sua maior confiabilidade. Alguns professores estão trabalhando com conversores eletrônicos de controle para a parte elétrica.

Alguns protótipos poderão ser vistos no período de 10 a 16 de setembro próximo, quando a UFRJ vai realizar no município de Armação dos Búzios, Região dos Lagos, no Estado do Rio, o Desafio Solar Brasil. A competição vai mostrar o conceito do barco e sua capacidade, entre outros elementos.

Esse tipo de energia para movimentar embarcações no Brasil pode representar, inclusive, diminuição de custos mais à frente.

“O custo inicial pode ser mais caro, porque se trata de uma tecnologia em evolução, mas, dependendo do tempo de operação, pode ficar vantajoso”. Nesse caso, terá de ser feito um cálculo de viabilidade econômica, sugeriu.

A vantagem atual está ligada à questão ambiental. Suemitsu admitiu, entretanto, que, se tiver uma produção industrial e uso mais amplo, o custo desses motores poderá ser reduzido, tal como ocorreu em relação aos painéis fotovoltaicos, cuja instalação já começa a ser vantajosa em áreas urbanas.

Várias pesquisas estão em andamento em países da Europa. Existem barcos solares que são usados para pesquisa em áreas ambientalmente protegidas, revelou o professor.

“Realmente, o Brasil está atrasado nesse aspecto, embora tenha um grande potencial de recursos naturais na Amazônia, por exemplo”, afirmou.

Nos Estados Unidos, a Marinha quer ter navios elétricos e está fazendo pesquisas no campo de embarcações solares.

Suemitsu disse que os motores solares poderiam ser adotados no Brasil para o transporte de passageiros, inicialmente em embarcações pequenas e médias.

As barcas que fazem a ligação entre o Rio de Janeiro e Niterói poderiam ser uma opção viável. “Vai depender muito do desenvolvimento da tecnologia no futuro. Por enquanto, é melhor para embarcações pequenas e médias”, opinou.

A entrada do Brasil nesse campo exigiria a participação e o interesse da Marinha, por meio de pesquisas, finalizou o professor.

Fonte: Agência Brasil

Distribuidoras do NE lançam chamada pública para buscar supridor alternativo

Diante da perspectiva de redução gradual da participação da Petrobras na cadeia de gás natural, um grupo de sete distribuidoras de gás do Nordeste decidiu lançar, no próximo dia 14, de maneira coordenada uma chamada pública para recebimento de propostas para aquisição de gás natural, numa estratégia visando diversificar a compra de suprimento, hoje centrada na estatal brasileira de petróleo. A iniciativa reúne as distribuidoras dos estados de Alagoas, Bahia, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Rio Grande do Norte e Sergipe (Algás, Bahiagás, Cegás, Pbgás, Copergás, Potigás e Sergás, respectivamente), somando um volume potencial de aquisição de 9,4 milhões de metros cúbicos diários de gás. Apesar do “esforço coordenado”, a iniciativa não resultará em compra conjunta de gás natural. Cada companhia lançará seu próprio edital e realizará a aquisição de forma individual.

“A diversificação de supridores é fundamental para as distribuidoras saírem da dependência da Petrobras. Além da chamada pública, o Estado do Rio Grande do Norte também acredita na viabilidade da produção do Biogás utilizando matrizes provenientes das atividades locais, como criação de camarão em cativeiro, do setor sucroenergético e até mesmo da decomposição de matéria orgânica, para obtenção do combustível”, explicou Beto Santos, Diretor Presidente da Potigás.

O Rio Grande do Norte possui hoje 413 mil metros de gasodutos de distribuição para atender 22.112 clientes nos segmentos residencial, comercial, industrial e automotivo, com a distribuição de 313 mil metros cúbicos por dia de gás natural canalizado. Fora do eixo Rio-São Paulo, a região Nordeste tem o maior mercado do setor de distribuição de gás. As distribuidoras da região atendem juntas 215 mil clientes, em 98 cidades, e possuem 3.616 quilômetros de rede de distribuição, com mais de 12 milhões de metros cúbicos vendidos por dia, o que equivale a aproximadamente de 15% a 20% do consumo nacional. Individualmente, porém, algumas das distribuidoras poderiam não atrair a atenção de grandes players, o que o grupo espera que aconteça ao lançar a iniciativa conjunta.

Pelas regras da chamada pública, ficou estabelecido que será responsabilidade do ofertante, na negociação com as distribuidoras, garantir a entrega de gás no ponto de entrega de cada concessionária, o que exigirá negociações com potenciais terceiros para acesso a terminais de regaseificação e outras infraestruturas, condição que George Ventura, presidente do Conselho de Administração da Associação Brasileira de Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), admite que pode ser um entrave para alguns interessados. Ainda assim, o grupo trabalha com um cronograma inicial de apresentação das propostas até novembro e potenciais assinaturas de contratos entre janeiro e fevereiro. O início de suprimento possivelmente será acertado a partir de janeiro de 2020. A data leva em consideração que grande parte dessas empresas tem contrato de suprimento com a Petrobras até dezembro de 2019.

*Com informações da Agência Estado

CERNE oferece capacitação em energia solar fotovoltaica

O Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), em parceria com a Universidade Potiguar (UnP), está com inscrições abertas até o dia 14 de setembro para o Curso de Capacitação em Energia Solar Fotovoltaica – Tecnologia, Projetos e Aplicações. As aulas terão início no dia 15 de setembro, na UnP Unidade Nascimento de Castro.

O curso tem carga horária total de 20 horas acontecerá durante três sábados (15/09, 22/09 e 29/09). Os conteúdos vão abordar a introdução à energia solar, características da fonte, fundamentos e tecnologias, componentes dos sistemas fotovoltaicos, conexões à rede elétrica e eficiência energética, dentre outros temas.

As inscrições podem ser feitas pela plataforma e-Labora, clique aqui. Outras informações podem ser obtidas diretamente pelo telefone (84) 4009-1440 ou (84) 2010-0340.

Fonte: CERNE Press

Geração eólica sobe 16% no primeiro semestre de 2018

A geração de energia eólica em operação comercial no Sistema Interligado Nacional – SIN, ao final do primeiro semestre de 2018, cresceu 16% em relação ao mesmo período de 2017. A informação consta na última atualização do boletim InfoMercado mensal da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

As usinas eólicas somaram 4.098 MW médios entregues entre janeiro e junho frente aos 3.534,5 MW médios gerados no ano passado. A representatividade da fonte em relação a toda energia gerada no período pelas usinas do Sistema alcançou 6,5% neste ano. A fonte hidráulica, incluindo as PCHs, foi responsável por 76,5% do total e as térmicas responderam por 17%.

Ao final do primeiro semestre, a CCEE contabilizou 518 EOLs em operação comercial no país, somando 13.180,7 MW de capacidade instalada, incremento de 19,8% frente aos 11.001 MW de capacidade das 435 unidades geradoras existentes um ano antes.

A análise da Câmara de Comercialização indica que, por estado, o Rio Grande do Norte segue como maior produtor de energia eólica no país com 1.110,3 MW médios de energia entregues no primeiro semestre. Na sequência, aparecem a Bahia com 1.013,3 MW médios produzidos, o Rio Grande do Sul com 546,1 MW médios, o Piauí com 516,9 MW médios e o Ceará com 505,2 MW médios

Os dados consolidados da CCEE, em junho de 2018, confirmaram ainda o estado do Rio Grande do Norte com a maior capacidade instalada, somando 3.592,25 MW, Em seguida aparece a Bahia com 2.848,24 MW, o Ceará com 2.249 MW, o Rio Grande do Sul com 1.777,87 MW e o Piauí com 1.443,10 MW de capacidade.

Fonte: Canal Energia

‘Nova’ Aneel tenta tenta cortar subsídios a fontes eólica e solar

Daniel Rittner | Valor Econômico

O novo diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), André Pepitone da Nóbrega, aponta um desafio para o mandato de quatro anos que assume hoje à frente do órgão regulador: conter a escalada de subsídios jogados nas costas dos consumidores e responsável, em boa parte, pelo aumento de tarifas nos últimos anos.

E o principal alvo na mira de Pepitone já foi escolhido: as subvenções dadas para geradores e consumidores de fontes incentivadas de energia (basicamente eólica e solar). Esses incentivos já representam praticamente metade de todas as despesas da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o “superfundo” que banca subsídios do setor, cujo orçamento para este ano foi revisado na semana passada e chega a estratosféricos R$ 19,7 bilhões.

Os recursos da CDE para dar mais competitividade à energia eólica e solar deram um salto em pouco tempo. Eram R$ 4 bilhões em 2013 e vão atingir R$ 8,7 bilhões neste ano. Sem nenhuma perspectiva de controle e com tudo indo parar nas contas de luz.

Grosso modo, cada bilhão adicional de despesa da CDE se reflete em aumento perto de um ponto percentual para os consumidores finais, numa dinâmica perversa que fez as tarifas subirem.

O novo chefe da Aneel, que toma posse hoje à tarde em cerimônia no Ministério de Minas e Energia (MME), adverte: a lei não estabelece prazo final para a concessão dos incentivos e o valor deve aumentar ainda mais com a tendência de ampliação do mercado livre. “Se não fizermos nada, [os subsídios] vão continuar crescendo”, disse Pepitone ao Valor.

Engenheiro civil de 44 anos, formado pela Universidade de Brasília (UnB), funcionário de carreira da Aneel e diretor por dois mandatos consecutivos, ele agora substitui Romeu Rufino no comando da agência e se torna o rosto mais visível de um novo grupo de reguladores. “O maior desafio para a nova composição da diretoria colegiada são as tarifas cobradas dos consumidores.”

Dois diretores assumiram no fim de maio. Outros dois, incluindo Pepitone, iniciam seus mandatos hoje. Fica faltando uma troca na cúpula da agência – o que deve ocorrer neste ano.

Para ele, a questão dos subsídios é fundamental. “Estamos em um momento de fazer essa reflexão com a sociedade. O desconto [para fontes incentivadas] é uma política pública assegurada em lei. Será que não é o momento de discutir com o Congresso Nacional se esse subsídio ainda se faz necessário?”, questionou, na véspera de sua posse.

“Temos que pensar na justeza do subsídio. Em um momento inicial, ele pode se mostrar realmente necessário, mas será o caso para fontes que já estão consagradas na matriz?”, acrescenta o novo diretor-geral. Em sua análise, propostas de solução como repassar a conta para o Tesouro Nacional são falsas, porque no fim “sai tudo do mesmo bolso”.

Parece redundância, mas trata-se de uma alusão à MP 579, a polêmica medida provisória assinada pela ex-presidente Dilma Rousseff em 11 de setembro de 2012 – dia que é chamado ironicamente de “11 de setembro do setor elétrico” pelos investidores devido à extensão dos desajustes causados. O ônus de pagar os subsídios saiu das tarifas e foi direto para o colo dos contribuintes. Outro ponto que ele diz não aceitar é rever os incentivos pactuados para contratos do passado. “Um pilar básico para a gente é a estabilidade regulatória e a segurança jurídica.”

Pepitone acha urgente, no entanto, uma discussão em torno do futuro dos subsídios. Até porque o mercado livre – aquele no qual grandes consumidores, como indústrias e shopping centers, podem buscar fornecimento em qualquer gerador e não ficam atados à distribuidora local de energia – tem crescido fortemente. O novo marco regulatório do setor elétrico, desenhado pelo MME e atualmente em tramitação como substitutivo na Câmara dos Deputados, prevê a ampliação gradual do mercado e sua abertura completa até 2026.

As subvenções para fontes incentivadas já alcançam valor 64% acima dos gastos de R$ 5,3 bilhões em 2018 com a compra de combustíveis para os sistemas isolados, na rubrica conhecida como CCC pelo setor elétrico, que vinham ocupando até agora o posto de vilão na conta dos subsídios.

Apesar da preocupação com as tarifas, Pepitone sugere um olhar mais prolongado. Segundo ele, de 2001 a 2017, as contas de luz tiveram alta de 190%. O IGP-M, a inflação do aluguel, subiu 215%.

Nos últimos anos, além da explosão no orçamento da CDE, o diretor menciona a hidrologia desfavorável e a desvalorização do real como fatores que pressionam as tarifas. A energia da usina binacional de Itaipu é cotada em dólar e tem reflexo no “mix” de energia comprada pelas distribuidoras das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Já a escassez de chuvas e a queda no volume dos reservatórios fizeram o acionamento das térmicas, mais caras, ficar acima do normal. “Há uma conjunção de questões desfavoráveis.”

Pepitone não isenta, porém, a responsabilidade do poder público. A transferência do risco hidrológico para os consumidores, no caso das usinas que tiveram suas concessões renovadas em 2012 e hoje operam pelo regime de cotas, encareceu as tarifas em uma frente. Em outra, o atraso na venda de distribuidoras administradas pela Eletrobras onerou os consumidores em mais R$ 670 milhões apenas com o adiamento da privatização do primeiro para o segundo semestre do ano.

Ele defende o leilão. “Historicamente as empresas estatais têm demonstrado dificuldade em entregar o dinamismo exigido pelo segmento de distribuição”, opina, com a convicção de que o controle das empresas pela iniciativa privada permitiria melhorar índices de qualidade do serviço e até queda nas tarifas.

Como fator de pressão positivo nas contas de luz, a partir do próximo ano, Pepitone lembra que finalmente estará amortizado um empréstimo de R$ 14 bilhões (em valores corrigidos) tomado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para resolver os problemas financeiros das distribuidoras em 2013. Os consumidores pagavam R$ 3,7 bilhões por ano nas suas tarifas para quitar a dívida. Sem isso, os reajustes de cada empresa poderão ser atenuados.

Vento, pastor da curva do mar

No oceano, a força para a sustentabilidade do planeta

A Agenda 2030 para o Desenvolvimento Sustentável é um plano de ação colaborativo para as pessoas, para o planeta e para a prosperidade, tendo como alicerce o fortalecimento da paz universal. Levando em consideração o esgotamento dos recursos naturais e a degradação ambiental, exemplificados pela desertificação, secas, escassez de água doce e perda de biodiversidade, além da mudança climática e o aumento na temperatura global, que arriscam a sobrevivência de sociedade e de sistemas biológicos, foi criado o sétimo ODS relativo à energia limpa e acessível, a fim de “assegurar acesso confiável, sustentável, moderno e a preço acessível à energia para todos e todas”.

Entre as intenções do objetivo, estão aumentar substancialmente a participação de energias renováveis na matriz energética global, fomentar a cooperação internacional e a infraestrutura para a produção de pesquisas e tecnologias de energias limpas – fontes naturalmente reabastecidas e que não lançam poluentes na atmosfera. Atualmente, as principais formas de produção energética limpa são a energia eólica, solar, maremotriz, geotérmica, hidráulica e nuclear, as quais ainda causam impactos ambientais; porém, não interferem na poluição em nível global.  Dessas matrizes energéticas citadas, a Energia Eólica consiste em uma torre com hélices presas, que captam a energia mecânica produzida pelo vento e, em seguida, há a transformação em energia elétrica. Hoje, essa estrutura é instalada em terra, conhecida como “onshore”, e no mar, chamada de “offshore”.

O mercado brasileiro está crescendo em termos de energia eólica onshore, mas a offshore ainda não foi desenvolvida no país. Levando em consideração que a implantação de usinas em terra pode causar alteração na paisagem, poluição sonora, interferência em transmissões de rádio e televisão, nasceu a necessidade de investir na modalidade de eólica no mar, fato que levou países como a Dinamarca, Reino Unido, Japão, Estados Unidos e Holanda a desenvolver o formato marítimo.

Diante desse novo cenário, a Petrobras criou o Projeto Piloto para a Implantação de Usina Eólica Offshore no Brasil e convidou o grupo de pesquisa “Criatividade e Inovação de Produtos e Processos de Energia Renovável” (Criação) da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) para participar da iniciativa. Com a função de oferecer informações sobre a viabilidade técnico-econômica e detalhes de infraestrutura e logística, o projeto é coordenado pelo professor do Departamento de Engenharia de Produção (DEP), Mario Orestes Aguirre González. O docente conta que o convite surgiu devido à expertise da base de pesquisa, que hoje tem quase 20 dissertações relacionadas às matrizes energéticas eólica e solar, com apresentações em eventos internacionais, como no Japão, Suécia, Inglaterra e Alemanha.

Além da UFRN, a iniciativa envolve outras instituições de ensino brasileiras, como a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), responsável por pesquisa nas fundações das turbinas. A Universidade Federal de Juiz de Fora (UFJF) é responsável pela rede de geração e distribuição de eletricidade, e a análise do recurso vento é de responsabilidade do Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis (CTGás-ER). Estes projetos fazem parte do programa de pesquisa e desenvolvimento da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Segundo o diretor do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean Paul Prates, o Rio Grande do Norte é o maior gerador de energia eólica do país, com a maior capacidade instalada e número de parques, sendo líder e referência nacional. “O debate da eólica offshore estava um pouco adormecido aqui porque diziam que temos muito potencial onshore a ser explorado e que a tecnologia do mar é mais cara. Na nossa visão, realmente ainda há um potencial em terra a ser desenvolvido, mas, isso não pode ser empecilho para abrir uma nova fronteira, que é completamente diferente do ponto de vista tecnológico”. Ele complementa apontando cuidados a serem tomados na modalidade de eólica no mar, como a criação de um marco regulatório, para concessão de uso e de licenciamento ambiental, por exemplo.

Mario Orestes Aguirre González relata que as análises vão durar o período de três anos, com previsão de término em 2020, e atualmente a equipe está verificando qual a infraestrutura do Brasil que pode favorecer a implantação da indústria eólica offshore. O trabalho começou com o conhecimento de tecnologias atuais e em desenvolvimento e, a pesquisa de campo nos estados do RN e do CE, onde foram levantadas informações sobre a infraestrutura existente. Além do mais, a pesquisa requer conhecer como ocorreu o desenvolvimento da tecnologia em outros países, com os precursores da área, que são Dinamarca, Reino Unido e Alemanha. Em paralelo está sendo modelado o projeto da cadeia de valor da indústria de energia eólica offshore do Brasil. Na opinião de González, além das questões ambientais, há vantagens econômicas na eólica marítima. “Em 2014, o preço do megawatt-hora estava saindo a cerca de 800 reais no Reino Unido e, em setembro de 2017, baixou para 290 reais. A tendência é que caia mais e torne-se a energia mais competitiva”, analisa, sobre a redução de custo da energia eólica.

Energia Eólica

 A energia eólica é obtida por meio da energia cinética, que vira energia mecânica, com o movimento das pás da torre, e depois é transformada em energia elétrica. Na tecnologia da turbina, a Dinamarca é o berço dos seus componentes, mas, na parte de implementar e gerar a eletricidade no mar, o Reino Unido possui maior capacidade instalada. Os Estados Unidos implantaram o primeiro parque eólico offshore ano passado, Japão faz uso da matriz há seis anos e seguem na corrida tecnológica países como a Coreia do Sul, China, Holanda.

Conforme a ABEEólica, em 2017, foram registradas 508 usinas eólicas instaladas no Brasil, com capacidade de 12,77 GW, o que levou à redução de 20,97 milhões de toneladas de dióxido de carbono, equivalente à poluição produzida por cerca de 16 milhões de automóveis, ou seja, mais que duas vezes a frota de veículos de passeio da cidade de São Paulo. No ano passado, os estados com maior capacidade instalada foram Piauí, Bahia, Rio Grande do Norte, Maranhão e Ceará. Já em termos de geração por estado, o RN se destacou na liderança ao longo de 2017.

Criação

“Criatividade e Inovação de Produtos e Processos de Energia Renovável” (Criação) foi idealizado em 2010 e iniciou suas atividades de ensino, pesquisa e extensão em 2011. Ligado ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção (PEP) e ao Departamento de Engenharia de Produção, conta com a participação de 42 alunos, sendo 16 entre mestrandos e doutorandos, além de estudantes das graduações em Engenharia de Produção, Engenharia Mecânica, Meteorologia, Engenharia Elétrica, Design, Engenharia de Materiais e Psicologia. O grupo tem o objetivo de desenvolver novos produtos, processos e o desenvolvimento de cadeias de valor em energias renováveis, com foco nas necessidades da sociedade.

Fonte: Williane Silva | Ascom/Reitoria UFRN

Com queda de preço da energia solar, estados buscam atrair investimentos

A energia solar ainda representa uma parcela mínima da geração elétrica do Brasil, mas, com a queda nos preços, ganha a atenção de governos estaduais em busca de investidores.

Hoje, a fonte responde por apenas 0,8% da potência instalada de todo o país.

Desse total, 80,8% se concentra em três estados: Bahia, Piauí e Minas Gerais, segundo a Absolar (associação da indústria solar fotovoltaica).

Nos próximos anos, com a entrega de usinas que estão em construção, essa concentração deverá cair para 68%.

Ainda assim, muitas regiões com forte irradiação e alto potencial de geração seguem pouco exploradas, e seus gestores têm buscado se estruturar para atrair grandes projetos de companhias da área.

Tocantins, por exemplo, acaba de lançar um mapeamento indicando as áreas com maior potencial de geração no estado.

Há dois anos, quando começaram a se intensificar as visitas de empresários do setor ao estado, para analisar potenciais empreendimentos na região, o governo não tinha dados, afirma Rubens Brito, subsecretário do Meio Ambiente e Recursos Hídricos.

O objetivo do estudo é facilitar a atração desses investidores. A meta é que, até 2030, 25% da energia consumida no estado seja de fonte solar.

“O Tocantins é um estado novo, no passado as prioridades eram outras. Temos uma usina em construção e queremos ampliar esse número”, diz o secretário Leonardo Cintra.

Um dos principais gargalos é a disponibilidade de linhas de transmissão para levar a energia aos centros consumidores, afirma Antonio Celso de Abreu Jr., subsecretário de energias renováveis do estado de São Paulo —que representa 9,4% da potência atual.

“O fato de estados terem forte insolação não significa que há escoamento”, diz.

Na Paraíba, cujas primeiras usinas de grande porte ainda estão em construção, o problema deverá ser resolvido em 2021, quando linhas de transmissão contratadas em 2017 deverão ficar prontas, segundo Robson Barbosa, secretário-executivo de energia do estado.

Segundo ele, as usinas solares demoraram a avançar devido a seu alto custo, que só começou a cair recentemente.

“A fonte solar vive hoje o que viveu a eólica no passado: um barateamento e uma maior maturação. É uma alternativa que vai disparar, e o estado está pronto para receber esses empreendimentos”, diz.

No leilão de energia de 2015, o preço médio da energia solar negociada foi de R$ 297 por MWh (megawatt-hora). Neste ano, os valores ficaram entre R$ 117 e R$ 118 por MWh.

Além da construção de grandes usinas, que depende da realização de leilões pelo governo, outro propulsor da fonte solar tem sido a chamada de geração distribuída —em que consumidores geram a energia em casa, com painéis fotovoltaicos em seus telhados.

Esses geradores domésticos somavam 270,9 MW (megawatts) de potência instalada em maio deste ano, contra 13,8 MW no fim de 2015, segundo a Absolar.

Nesse segmento, os fatores que impulsionam o mercado são distintos: mais até do que a irradiação, pesa a economia que o gerador doméstico consegue, já que a energia gerada dá descontos na conta de luz.

Mina Gerais, São Paulo e Rio Grande do Sul concentram 50,3% da potência total desse tipo de geração.

“Quanto maior a tarifa da distribuidora, maior o incentivo para buscar formas de baratear a conta”, diz Rodrigo Sauaia, presidente da Absolar.

Outro fator é a renda da população, que influencia na capacidade de fazer o investimento inicial dos painéis, diz Barbosa. “Não é uma questão estadual, e sim de classe.”

Fonte; Thais Hirata | Folha de São Paulo

Eólicas devem ultrapassar térmicas em geração no Ceará

As usinas eólicas já são a segunda maior fonte geradora de energia no Ceará, com previsão de ultrapassar a produção das termoelétricas em breve. Hoje as eólicas correspondem a 47,54% do total gerado no Estado, com 1,9 mil MW de potência instalada. Já as térmicas representam 52,3%, com 2,1 mil MW de potência. No País, os ventos ainda sopram para se transformarem na segunda maior fonte geradora de energia a partir do próximo ano, somente atrás da eletricidade das hidrelétricas.

As usinas eólicas, que até meados de 2010 eram vistas como “experimentos” do setor elétrico, entraram de vez para a base de sustentação de abastecimento do País, e menos de uma década depois respondem por 8,5% da potência instalada em território nacional.

Nestes meses de agosto e setembro, período que já passou a ser conhecido como a “safra dos ventos”, as usinas eólicas têm batido recordes. É quando a ventania ganha ainda mais força nas Regiões Nordeste e Sul do País, onde hoje giram 6,6 mil cataventos espalhados por 534 parques eólicos. “Com a expansão de projetos já contratada, as eólicas devem ultrapassar a geração térmica e a biomassa em 2019 ou, no máximo em 2020”, diz Elbia Gannoum, presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica).

Consumo

Hoje, 64% do potencial elétrico nacional vem de turbinas de hidrelétricas. As usinas a biomassa representam fatia de 9,2%, mas as eólicas já são 8,5% da matriz e crescem a um ritmo superior a 20% ao ano, muito acima das demais fontes.

No dia a dia do consumo, porém, a presença dos ventos tem sido superior. É justamente no período seco – de abril a novembro, quando a maior parte dos reservatórios precisa ser preservada – que a ventania ganha mais força. Nas últimas semanas, uma média de 14% da energia que abastece todo o País tem sido retirada de torres eólicas. Uma semana atrás, os cataventos suportaram 72% da energia consumida por todo Nordeste.

Para o governo, que há quatro anos não consegue licitar mais nenhuma grande hidrelétrica por causa do forte impacto ambiental, as fontes eólicas passaram a aliviar a pressão sobre o abastecimento e tornaram a geração menos dependente dos barramentos de rios.

Fonte: Diário do Nordeste

Uso de fonte eólica garantirá nível maior de reservatórios no Nordeste, diz ONS

O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), Luiz Eduardo Barata, informou que uma mudança na operação do sistema, poupando as hidrelétricas e utilizando mais a fonte eólica, fará com que os reservatórios do Nordeste encerrem 2018 com melhor nível do que no ano passado, quando chegaram a cair para 5,5%.

Segundo Barata, na região Nordeste os reservatórios devem encerrar 2018 em torno dos 30%, enquanto o Sudeste e o Centro-Oeste, que formam o subsistema com maior volume de energia hidrelétrica do País, vão repetir a performance de 2017 e registrar, no final de novembro, nível em torno dos 18% a 20%.

“Uma melhor gestão hídrica do Rio São Francisco possibilitou reter água na hidrelétrica de Sobradinho”, explicou Barata, após participar de debate na Brazil Windpower 2018.

Sobradinho foi um dos reservatórios mais atingidos pela estiagem do ano passado. Em agosto 2017, o nível da hidrelétrica chegou a 10%, o pior registro na história do empreendimento para um mês de agosto.

Térmicas no Nordeste

Barata descartou ainda qualquer problema de abastecimento de energia elétrica no País e afirmou que ainda estão sendo feitos estudos para um possível leilão exclusivo de termelétricas na região Nordeste, para substituir térmicas a óleo diesel e combustível por gás natural, uma fonte menos poluente.

“Temos que estudar. Fazer qualquer coisa agora significa que vai ter impacto daqui a quatro anos. A tese é olhar com profundidade a questão, não é uma decisão de curto prazo”, disse o executivo.

Ele confirmou que a substituição de térmicas poluentes do Nordeste significa a geração de cerca de 3 gigawatts, como antecipou o Broadcast, serviço de notícias em tempo real do Grupo Estado.

Fonte: Estadão Conteúdo

Governo não quer renovar térmicas a óleo e diesel

Contratos das usinas no Nordeste têm contratos chegando ao fim, principalmente entre 2022 e 2024, e estudo apontará o que deverá ser feito com esses ativos

As discussões acerca da contratação de usinas térmicas na região Nordeste está sob estudo do governo. Uma decisão sobre o tema não foi tomada mas a indicação é de que aquelas usinas mais antigas cujo vencimento de contratos ocorrem entre 2022 a 2024, principalmente, não deverá ser renovado, o que pode abrir espaço para novas centrais que custam menos como as movidas a gás natural, uma vez que essas antigas têm como combustível o diesel e óleo combustível, mais caras e poluentes.

O secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME, Eduardo Azevedo, afirmou após sua participação no Brazil Windpower 2018 que esse burburinho da contratação de mais térmicas foi apenas citado na reunião do CMSE que indicou a necessidade de estudo desse assunto ao avaliar cenários futuros.

“Existe um possível problema de qualidade e de segurança na operação do submercado Nordeste e que precisa ser endereçado. O que vamos fazer é avaliar cenários para verificar a necessidade de termos mais térmicas na operação daquela região ou se já contratamos o necessário para trazer essa segurança que a região necessita”, comentou ele.

Essas térmicas estão com vencimento a partir de 2022, concentrado até 2024. Na avaliação de Azevedo, somadas essas centrais, que possuem esse atributo de trazer segurança no abastecimento da demanda no Nordeste, formam um bloco mais relevante de capacidade instalada. Mas que, individualmente são de menor porte. Por isso, relatou ele, as usinas estão no alvo de estudos que o governo está desenvolvendo para checar o que fazer no futuro. As térmicas que serão contratadas possivelmente no A-6 deste ano não visam atender a esses encerramentos de contratos.

A resposta que o governo procura, disse o representante do governo, é verificar qual a saída para essa capacidade que será descontratada. “A melhor solução é termos mais térmicas, armazenamento ou resposta da demanda? Eu não sei a resposta, mas nossa intenção é de não renovar essas usinas, vamos pensar no que fazer e propor ao novo governo, no limite, se não tivermos a solução até lá, é possível que se possa recontratá-las, mas isso dois anos antes apenas”, destacou.

Ele finalizou ao indicar que o governo quer deixar claro um critério e metodologia de forma clara a refletir a decisão técnica e não política sobre este tema e sobre as perspectivas de leilões futuros.

 

Fonte: Mauricio Godói | Canal Energia

Energia eólica pode liderar a transição energética do Brasil

Durante a semana do Brazil Windpower 2018, a principal publicação internacional do setor reuniu lideranças setoriais no Museu de Arte Moderna, no Rio de Janeiro. 

(Tradução livre da matéria original de Alexandre Spatuzza e Gareth Chetwynd publicada na Recharge News de 08 de agosto de 2018)

A mesa-redonda Recharge Thought Leaders Roundtable debateu como a energia eólica pode enfrentar os desafios do setor de energia em mudança se a indústria e  governo tiverem suas estratégias certas.

“A energia eólica está preparada para liderar a transição energética no Brasil – contanto que a indústria invista em inovação e o governo mude os regulamentos para enfrentar os desafios que o crescimento das energias renováveis ​​criou para o setor de energia do país.

Essas foram as principais conclusões da Mesa Redonda Recharge Thought Leaders Roundtable, organizada pela Recharge no Rio de Janeiro em parceria com a Associação Brasileira de Energia Eólica ABEEólica e com a participação de líderes do setor.

“As necessidades do mercado são a claras: precisamos fornecer energia mais acessível e confiável para todas as categorias de consumidores”, disse Xuan Liang, gerente geral da fabricante chinesa Goldwind para a América Latina.

Na opinião de Liang, os desafios enfrentados pela energia eólica e outras tecnologias renováveis ​​refletem uma crescente tendência no setor energético de migrar de uma geração grande e centralizada com um planejamento e gerenciamento de redes para um sistema de redes de menor escala, com usinas localizadas mais perto dos consumidores finais, assim como a integração com outras tecnologias de geração.

Esta 4a Edição da BWP Thought Leaders Roundtable realizada pela Recharge no Rio, com patrocínio da Goldwind e da UL, ocorre num momento em que energia eólica se tornará a segunda principal fonte de energia do país – com pouco menos de 14GW instalados, ou 8,5% do total – superando o gás natural e perdendo apenas para a hidrelétrica.

“Eólicas irão liderar o processo? Sim, especialmente no Brasil ”, concluiu Liang. Segundo o executivo da Goldwind, isso se deve principalmente aos bons recursos eólicos que o país possui.

O economista Luciano Coutinho, outro membro do painel da Thought Leaders Roundtable, líder da consultoria LCA e ex-presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), disse que esses recursos são um bom ponto de partida e acredita que a energia eólica pode dobrar de tamanho, e alcançar facilmente os 30GW em 2025”.

Mas ele acrescentou que haverá uma corrida para a indústria melhorar a produtividade, à medida que o setor industrial cresce e se move para uma era de big data e digitalização.

“O futuro das usinas eólicas será, até certo ponto, customizado para maximizar a eficiência com a aplicação de modelos computacionais de alto desempenho baseados em big data e poderosos algoritmos matemáticos”, disse ele.

Coutinho ressaltou que duas questões não devem ser negligenciadas: financiamento e regulação.

Os financiamentos, ele disse, precisam ser mais baratos e mais diversificados para reduzir custos, enquanto as regulamentações devem ser aplicadas para garantir que a energia eólica continue competitiva.

Talita Porto, conselheira da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), destacou a ideia de que os regulamentos devem mudar em paralelo com a tecnologia para incorporar as mudanças que estão sendo exigidas pelos consumidores finais.

Ela lembrou que o Brasil já está estudando mudanças na legislação para introduzir o comércio de energia em blocos por hora até 2020. Mas ela afirmou que a energia eólica ganhou grande competitividade desde que foi admitida nos leilões federais em 2008 – já que os preços caíram de US$ 95/MWh para cerca de 20/MWh no último leilão – e está bem posicionada para liderar a transição.

“O desafio hoje é como expandir o setor de forma sustentável e, corretamente, a eólica parece estar em condições de liderar a transição energética no Brasil”, disse Porto.

Para Jean-Paul Prates, presidente do Cerne, a região nordeste do Brasil já está provando o que a energia renovável pode fazer em termos de mudança social e econômica, pois proporciona novos empregos e energia abundante para a região. Mas, mesmo que novas tecnologias disruptivas precisem ser assimiladas, o setor de energia eólica no Brasil começará a mudar à medida em que amadurece.

Novos jogadores entrarão no mercado, como as empresas de petróleo, disse Prates, referindo-se à francesa Total, a brasileira Petrobras e a anglo-holandesa Shell, que já estão comprando ativos ou se preparando para participar dos leilões de energia governamentais.

“O que elas querem? Eles estão buscando produzir energia mais barata para oferecê-la como a melhor opção para a sociedade”, disse ele.

Mas Prates também apontou que o mercado eólico do Brasil agora está maduro o suficiente para começar a pensar em repontenciar e modernizar os mais antigos dos 6.600 aerogeradores atualmente em operação. Finalmente, ele disse, o Brasil precisa começar a preparar os regulamentos para a energia eólica offshore.

“Tenho certeza de que nos próximos 10 anos os litorais dos estados do Ceará e Rio Grande do Norte serão os mais competitivos do mundo para a energia eólica offshore”, disse ele.

Prates concluiu sua apresentação alertando que o setor de energia eólica do Brasil também precisa olhar para as desvantagens da mudança disruptiva, como o custo para o emprego, um dos mais importantes benefícios sociais que a indústria eólica trouxe para o Brasil. Na década passada, o setor criou mais de 100.000 postos de trabalho para construir sua capacidade de mais de 13GW no Brasil. Mas mesmo os trabalhadores altamente qualificados precisam estar preparados para a mudança, pois as novas tecnologias exigem novas habilidades. “A principal preocupação é como superar esse efeito, já que as tecnologias disruptivas normalmente realocam e dispensam mão de obra. Isso é algo que as empresas, investidores e governos precisam trabalhar juntos para evitar. Caso contrário, o desenvolvimento da indústria eólica pode causar um problema social ”, disse ele.

Jornal Nacional – Vento pode ser segunda principal fonte de energia elétrica do país em 2019

Há dez anos, energia eólica abastecia apenas dois milhões de pessoas. Em 2018, número chega a 77 milhões. Investimentos vêm até de empresas de petróleo.

Por André Trigueiro | Jornal Nacional

O vento deve se tornar a segunda principal fonte de energia elétrica do Brasil em 2019. Os investimentos em energia eólica estão partindo até de empresas de petróleo.

Em poucos países do mundo a energia do vento cresceu tão rapidamente quanto no Brasil. Há dez anos, os cataventos gigantes abasteciam apenas dois milhões de pessoas. Hoje, esse número chega a 67 milhões. Em 2022, a energia eólica deverá alcançar cem milhões de brasileiros.

“Nós estamos desenvolvendo torres mais altas e mais potentes. Essas torres captam melhor os ventos e produzem mais energia e, inclusive, nós descobrimos potenciais eólicos não só no Nordeste, como no Sul do país, mas em outras regiões. Até onde se sabe, os fabricantes dizem que o Brasil tem o melhor vento do planeta para a produção de energia eólica”, afirmou Elbia Gannoum, presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica.

Ventos fortes e regulares, quase sempre na mesma direção, tornaram o Brasil um dos principais destinos dos investimentos em energia eólica no mundo inteiro. Em plena crise econômica, apenas em 2017, o setor movimentou mais de R$ 11 bilhões. A expectativa é de que já em 2019 o vento seja a segunda maior fonte de energia do país.

Hoje, 60% da energia elétrica produzida no Brasil vêm das hidrelétricas; 9%, das usinas de biomassa, principalmente da queima de bagaço de cana; e a energia eólica representa 8,5% da geração, seguida pelo gás natural, 8%.

“Nós temos cada vez mais tecnologia e custos operacionais de acesso, de fornecedores, inclusive fornecedores brasileiros, competitivos. O Brasil é um dos poucos ambientes do mundo em que se tem muito potencial para crescer em terra e no mar, ao mesmo tempo”, disse Jean-Paul Prates, diretor do Centro de Estratégias em Recursos Naturais.

Até quem fez do petróleo seu principal negócio, resolveu investir em vento. A Petrobras anunciou o primeiro projeto de energia eólica em alto mar, no Brasil.

O aerogerador será instalado a 20 quilômetros da Costa de Guamaré, no Rio Grande do Norte, a um quilômetro da plataforma de petróleo.

Cabos submarinos de energia vão conectar o gerador à plataforma e a plataforma ao continente.

A capacidade de geração será de aproximadamente que seis megawatts, o suficiente para abastecer 16.500 casas.

É um projeto piloto, que poderá abrir caminhos para novos investimentos.

“O Brasil tem naquela região do Ceará e Rio Grande do Norte uma capacidade, que nós mesmos medimos, de 140 gigawatts de potência. Isso é igual à capacidade total do país hoje. Portanto, a gente vê isso como uma área de negócios absolutamente possível, sim, sempre que economicamente viável”, explica o diretor de Estratégia da Petrobras, Nelson Silva.