Acordo entre Voltalia e Echoenergia é de até 500 MW

Venda de 197 MW em parques eólicos da francesa é o primeiro passo de um acordo que ainda tem 303 MW que poderão ser assumidos pela geradora ligada ao fundo britânico Actis

A Voltalia vendeu 197 MW em parques eólicos que estão desenvolvidos e faltam ser implementados à Echoenergia como parte de um acordo que pode chegar a 500 MW em capacidade instalada em projetos futuros, todos localizados no cluster de Serra Branca (RN). O valor do negócio não foi revelado e em comunicado a companhia informa que essa região possui um potencial de 2 GW, dos quais apenas 309 MW estão em operação, 223 MW estão para ficar prontos em 2020 e um grande volume para ser desenvolvido e colocado em  futuros leilões ou por meio de projetos destinados ao mercado livre.

O acordo assinado com a Echoenergia, empresa do fundo britânico Actis, tem 500 MW como volume máximo a ser assumido por esta no mesmo cluster, já incluindo os 197 MW anunciados. Ou seja, sobram 303 MW adicionais que poderão, no futuro, ficar com a geradora no escopo acertado entre as duas partes.

Os ativos recém-adquiridos estão em um estágio avançado de desenvolvimento quanto à locação de terras, medição de vento, permissão e conexão à rede. Cabe agora à Echoenergia garantir contratos de venda de energia a longo prazo e investir para financiar sua construção. Em seu comunicado, a Voltalia aponta que a Echoenergia já garantiu 197 MW em contratos para a venda de energia no mercado livre e que deverá buscar outros novos PPAs até o máximo de 500 MW. A geradora já possui cerca de 700 MW em capacidade instalada por diversos estados no Nordeste.

Fonte: Canal Energia

Petroleiras querem explorar vento e sol no Brasil além de óleo

As grandes petroleiras europeias estão em busca de algo mais que os poços de petróleo em águas profundas do Brasil. Planejam lucrar também com o que ventos e o sol abundantes do país.

A Royal Dutch Shell, a Total e a Equinor prometeram nas últimas semanas investir em energias renováveis no Brasil. O esforço pode mais que dobrar a participação das energias eólica e solar na matriz energética do Brasil até 2026, para 18 por cento, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), do Brasil.

A diversificação para a energia limpa se dá em um momento em que os investidores europeus manifestam medo de encolhimento das empresas de petróleo pelo fato de o mundo estar se distanciando dos combustíveis fósseis para combater as mudanças climáticas. A geologia única do Brasil já o transformou em exportador de petróleo e também no maior produtor de energia eólica da região. E apesar de o sol fornecer apenas uma pequena fração da eletricidade do país no momento, o Brasil tem em média 4,25 a 6,5 horas de sol por dia, um dos níveis mais altos do mundo.

Os produtores precisam começar a se preparar para a transição para uma economia de baixo carbono, mesmo que gradual, disse Bassam Fattouh, diretor do Oxford Institute for Energy Studies, em entrevista, em 3 de setembro.

“Em um ambiente de incertezas como este, é preciso começar a ajustar o portfólio para se proteger”, disse.

“A transição para uma era de baixo carbono começou”, disse Décio Oddone, diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP). “O Brasil precisa explorar seus recursos de petróleo e gás agora, ou vamos deixar petróleo debaixo da terra.”

A Petrobras já é parceira da Total, que tem sede em Paris, em alguns dos maiores campos offshore do país. As empresas assinaram um memorando de entendimento em julho para explorar projetos eólicos e solares. A unidade brasileira da Total anunciou recentemente o início da operação de sua primeira unidade solar brasileira no estado da Bahia, com capacidade para 25 megawatts oferecida por quase 78.000 painéis.

A empresa lançou também outros dois projetos solares com o objetivo de produzir 140 megawatts.

Noruega

A Petrobras também negocia com a Equinor para replicar as unidades de energia eólica que possui nas águas ao largo da costa da Noruega. Em entrevista coletiva, em agosto, executivos da empresa disseram que as melhores perspectivas que já tiveram para o petróleo são os cinco projetos brasileiros que a empresa está preparando para perfuração nos próximos dois anos. Eles também mencionaram interesse em energias renováveis no Brasil.

“Nosso objetivo é crescer ainda mais, também em nosso negócio de energia solar”, disse Anders Opedal, vice-presidente-executivo da empresa no Brasil, na ONS Conference, em Stavanger, Noruega. “Além do nosso negócio de energia solar, estamos mirando oportunidades para a energia eólica offshore.”

A Shell, que comprou a sétima maior fornecedora de energia do Reino Unido no ano passado, montou uma equipe de 10 pessoas para avaliar os projetos brasileiros de energia limpa, afirmou André Araújo, principal executivo da Shell no Brasil, a jornalistas, no mês passado. A empresa estuda projetos eólicos colocados à venda pela estatal Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobras), disse.

“O ritmo da transição dependerá da rapidez com que esses projetos se tornarem lucrativos”, disse Araújo.

Fonte: Bloomberg | Sabrina Valle

Ibama prepara agenda regulatória para eólica offshore

Técnicos do órgão ambiental vão visitar projetos em Portugal, Itália, Holanda e Bélgica em 2019

O Ibama está criando uma agenda regulatória para o licenciamento de projetos de eólica offshore no país. A ideia, conta o coordenador-geral de Licenciamento Ambiental de Empreendimentos Fluviais e Pontuais Terrestre da Diretoria de Licenciamento Ambiental Federal, Amado Pereira de Cerqueira Netto, é fazer frente a percepção de aumento de demanda por projetos do tipo que já é sentida pelo órgão ambiental.

A agenda regulatória prevista pelo Ibama é divida em etapas. A primeira é a capacitação dos servidores. O órgão ambiental, que ainda não tem expertise nesse tipo de licenciamento, pretende qualificar seus funcionários para fazer frente ao aumento da demanda por licenciamento no país.

Em março do próximo ano, funcionários do Ibama devem fazer um tour pela União Europeia para visitar países que já possuem experiência no licenciamento de projetos do tipo. Serão conhecidos projetos em Portugal, Itália, Holanda e Bélgica, em busca de conhecimento que possa ser compartilhado.

A ideia, antecipa Netto, é conhecer a fundo os impactos dos projetos para que no próximo seja estudada uma instrução normativa para licenciamento de eólicas offshore, que depois de audiência e consulta pública deve ser publicada em 2020. “A gente enxerga com muito bons olhos este tipo de projeto de geração de energia”, comenta.

Por aqui, o Ibama licencia – em fase inicial – três projetos de eólica offshore. O projeto da Petrobras para o campo de Ubarana, em águas rasas da Bacia Potiguar, no Rio Grande do Norte, deve ser um modelo para outros projetos do tipo, com o aumento de investimentos de petroleiras em energia renovável para compensar suas emissões de carbono e estar alinhadas com o Acordo de Paris.

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 Equinor tem investidos em projetos deste tipo.

Recentemente, a empresa anunciou que está estudando investimento da ordem de US$ 600 milhões para interligar os campos de Gullfaks e Snorre a um parque eólico offshore que seria responsável por 35% da demanda de energia de cinco plataformas instaladas nas duas áreas. O projeto tem como meta a redução de mais de 200 mil toneladas/ano, o equivalente a emissão de 100 mil carros.

Por aqui, Equinor também está avaliando a instalação de eólicas offshore e novos projetos de energia solar no Brasil, contou o presidente da empresa no Brasil, Anders Opedal. A empresa tem meta global de redução de emissões de CO2 fixada em 8 kg por barril de óleo equivalente produzido. Os projetos fazem parte de uma carteira de investimentos que contém US$ 15 bilhões até 2030.

Fonte: Felipe Maciel | E&P Brasil

Licenciamento ambiental para projetos de energia solar tem novo marco regulatório

Os processos de licenciamento e autorização ambiental para empreendimentos de energia solar vão ficar mais ágeis no Ceará. O Conselho Estadual do Meio Ambiente (Coema) modernizou e estabeleceu novos critérios e parâmetros para esses processos, a exemplo do que já havia feito em julho com o licenciamento de projetos de energia eólica. A resolução que estabelece o marco regulatório para o setor foi aprovada na última quinta-feira (6/9) e deverá desencadear mais oportunidades em energias renováveis no Ceará, atraindo novos investimentos.

Para o coordenador do Núcleo de Energia da Federação das Indústrias do Estado do Ceará (FIEC), Joaquim Rolim, as novas regras para o licenciamento ambiental da geração eólica e solar irão propiciar melhores condições para o desenvolvimento e ampliação da quantidade de projetos em energias renováveis, aumentando as possibilidades de os empreendimentos cearenses serem contratados em leilões. “O Ceará agora passa a ter uma regulamentação para licenciamento ambiental, tanto na geração distribuída (até 5MW) quanto na geração centralizada (acima de 5MW), mais moderna e bem definida”, opina.

De acordo com ele, isso foi possível após um minucioso trabalho de benchmarking conduzido pela Secretaria Estadual de Meio Ambiente (Sema) e Superintendência Estadual do Meio Ambiente (Semace), com recomendações importantes da FIEC, através dos Núcleos de Energia e Meio Ambiente, Sindienergia e Câmara Setorial de Energias Renováveis

“Essa nova regulamentação de licenciamento de projetos de energias renováveis aprovado pelo Coema atende aos anseios do setor. A Câmara Setorial de Energias Renováveis do Ceará identificou essa necessidade e foi atendida pelo secretário Artur Bruno, que mobilizou a Sema e a Semace com esse propósito”, avalia Jurandir Picanço, consultor de energia da FIEC e presidente da Câmara Setorial de Energias Renováveis do Ceará.

O secretário estadual do Meio Ambiente, Artur Bruno, que também preside o Coema, ressalta que a nova regulamentação para o licenciamento de empreendimentos de energia solar veio após muita discussão em grupos de trabalho e câmaras técnicas, tendo sido inclusive modificado com emendas que foram propostas no âmbito desses grupos de trabalho. “Essa resolução é importante para o desenvolvimento econômico e social do estado. O Ceará e as políticas de meio ambiente ganham muito com isso”, destacou.

Fonte: Federação das Indústrias do Estado do Ceará

Aneel autoriza mais de 50 MW eólicos para testes no Rio Grande do Norte

Usinas Dreen Cutia e Esperança do Nordeste foram contempladas pela liberação

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a operação em teste da usina de geração eólica denominada Dreen Cutia, de acordo com despacho publicado na terça-feira, 4 de setembro, no Diário Oficial da União. A usina eólica teve 11 unidades geradoras de 2,1 megawatts (MW) contempladas pelo parecer da agência, somando 23,1 MW de potência liberada no município de Pedra Grande, no Rio Grande do Norte.

A Aneel também liberou os testes em 13 aerogeradores de 2,1 MW cada da usina Esperança do Nordeste, somando 27,3 MW de potência instalada em São Bento do Norte, no Estado.

Fonte: Agência Canal Energia

Rio Grande do Norte lidera leilão de energia e arremata R$ 3,5 bi em projetos eólicos

Por Daniel Turíbio | Comunicação CERNE

Do total de 48 novos projetos eólicos inscritos no certame, 27 foram arrematados no estado. Serão adicionados mais 743 MW de capacidade instalada com usinas em operação até 2024.

O Rio Grande do Norte liderou a contratação de projetos para produção de energia eólica, no 28º Leilão de Energia Nova A-6 de 2018 realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) na última sexta-feira, 31 de agosto. Do total de 48 novos projetos inscritos no certame, 27 foram arrematados no estado. Eles totalizam mais 743 MW de capacidade instalada e deverão começar a operar em 2024.

Os projetos vendidos irão assegurar cerca de R$ 3,5 bilhões em investimentos no estado nos próximos 6 anos. “Desse montante, cerca de R$1,5 bilhão deverá ser injetado diretamente nas regiões produtoras”, disse o Presidente do Centro de Estratégias em recursos Naturais e Energia CERNE, Jean-Paul Prates.

A maior parte dos projetos estão na região do Mato Grande, onde se encontram a maior parte das usinas instaladas no estado e com melhores infraestruturas. O projeto com maior fator de capacidade (67,5%) será instalado no município de Riachuelo. A usina Ventos de Santa Martina, desenvolvido pela empresa Casa dos Ventos, terá turbinas da fabricante global Vestas.

Os estados com os empreendimentos contratados foram o Rio Grande do Norte (27 usinas), a Bahia (21 usinas), o Paraná (5 usinas), São Paulo (2 usinas), Minas Gerais (2 usinas), além de Goiás, Mato Grosso, Santa Catarina, Rio Grande do Sul e Maranhão com uma usina em cada estado.

O certame negociou Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado na modalidade por quantidade (hidrelétricas – suprimento de 30 anos e eólicas – suprimento de 20 anos) e por disponibilidade (biomassa, carvão e gás natural – suprimento de 25 anos).
O leilão movimentou, ao todo, R$ 23,6 bilhões em contratos. O preço médio ao final das negociações foi de R$ 140,87 por MWh, com deságio de 46,89% em relação aos preços-tetos estabelecidos, representando uma economia de R$ 20,9 bilhões para os consumidores de energia.

Ao final das negociações, foram contratados 62 empreendimentos de geração, sendo 11 hidrelétricas, 48 usinas eólicas, 2 usinas térmicas movidas a biomassa e uma térmica a gás natural , o que soma 835 MW médios de energia contratada.

Leilões de energia: como funciona

Os leilões são a principal forma de contratação de energia no Brasil. Por meio desse mecanismo, concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) garantem o atendimento à totalidade de seu mercado no Ambiente de Contratação Regulada (ACR). Quem realiza os leilões de energia elétrica é a CCEE, por delegação da Aneel.

O critério de menor tarifa é utilizado para definir os vencedores do certame, visando a eficiência na contratação de energia.

O leilão de energia nova, realizado na semana passada, tem como finalidade atender ao aumento de carga das distribuidoras. Neste caso são vendidas e contratadas energia de usinas que ainda serão construídas.

Eólicas no RN (atualizado com os resultados do Leilão de A-6 de 31/08/2018)

– 138 parques eólicos em operação comercial, somando 3,72 GW em potência instalada.
– 15 parques eólicos em construção, somando 366,10 MW em potência instalada.
– 45 parques eólicos contratados, somando 1,187 GW em potência instalada.

Ranking dos maiores produtores eólicos:

1° Rio Grande do Norte (3,7GW)
2° Bahia (2,5GW)
3° Ceará (1,9GW)
4 ° Rio Grande do Sul (1,8GW)

 

Voltalia prevê antecipar em mais de 3 anos usinas eólicas negociadas em leilão

A empresa de energia renovável francesa Voltalia espera antecipar em mais de três anos a conclusão de parques eólicos que vai construir no Rio Grande do Norte, após obter contratos para a venda da produção futura das usinas em leilão do governo brasileiro na semana passada, disse à Reuters o principal executivo da companhia no Brasil.

A Voltalia negociou 60 megawatts médios em energia na licitação, realizada na sexta-feira, o equivalente a usinas com 115 megawatts em capacidade instalada que precisariam por contrato iniciar as operações em janeiro de 2024.

Mas os projetos ficarão na mesma região de outros viabilizados pela empresa em um leilão em dezembro, que já têm trabalhos em andamento e providenciarão uma infraestrutura que poderá acelerar o projeto e reduzir custos nas novas unidades, como canteiros de obras e a linha de transmissão que ligará os parques à rede, explicou o chefe da Voltalia no Brasil, Robert Klein.

“Isso nos permitiu justamente contar com uma antecipação de mais de três anos a contar da data inicial do contrato regulado, em janeiro de 2024. Isso, evidentemente, nos faz ganhar competitividade”, afirmou o executivo.

Além disso, a Voltalia disse que a conclusão acelerada dos projetos permitirá que a energia produzida entre o segundo semestre de 2020 e o início de 2024 seja vendida pelas usinas no mercado livre de eletricidade para grandes clientes, como indústrias, a preços mais de 60 por cento superiores aos obtidos na licitação do governo.

A estratégia de antecipação do cronograma e das vendas foi importante para que a Voltalia tivesse sucesso no leilão, onde os parques eólicos vitoriosos apresentaram ofertas com tarifas em média 60 por cento abaixo do teto estabelecido pelo governo.

Os empreendimentos da empresa obtiveram preços finais de 93 reais por megawatt-hora, contra 227 reais da tarifa-teto para as eólicas.

A expectativa da Voltalia é que com esses novos projetos seja possível ultrapassar em 2020 a meta do grupo de alcançar 1 gigawatt em projetos de geração de energia em operação pelo mundo.

Segundo a empresa, a marca deve ser alcançada com quase 70 por cento da capacidade no Brasil, enquanto projetos na Europa devem responder por quase 20 por cento e na África por 12 por cento.

EXPANSÃO BRASILEIRA

A Voltalia possui atualmente cerca de 433 megawatts em operação no Brasil, além de cerca de 170 megawatts em construção, sendo quase toda a capacidade em empreendimentos eólicos.

Sem contar esses empreendimentos e os negociados no último leilão, a companhia tem projetos em carteira suficientes para chegar próxima de 2 gigawatts no país, o que significa que ela deverá seguir atenta às próximas licitações para novos projetos.

Segundo Klein, a empresa pretende expandir agora sua atuação em energia solar no Brasil, uma vez que possui hoje apenas um pequeno projeto de 4 megawatts no Amapá.

“Acreditamos que esses 2 gigawatts serão alcançados com um misto entre eólica e solar”, apontou.

Segundo ele, a companhia está avaliando empréstimos junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e ao Banco do Nordeste Brasileiro (BNB) como alternativas de financiamento de suas usinas, além de possíveis operações no mercado de capitais.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Nordeste bate recorde de geração eólica e solar

Região tem exportado energia para o Sudeste/Centro-Oeste, principalmente devido ao bom desempenho das eólicas

Abrigando a maior parte das usinas eólicas e fotovoltaicas do país, o subsistema Nordeste bateu recorde de geração de energia das duas fontes na última quarta-feira, 29 de agosto. A energia solar registrou recorde de geração instantânea ao atingir um pico de 675 MW às 12h11. O fator de capacidade chegou a 86% naquele momento.
Já a energia eólica bateu recorde de geração média diária ao produzir 7.137 MW médios, com um fator de capacidade de 71%. O volume de energia foi responsável por atender 71% da carga do subsistema Nordeste no dia. O recorde anterior de geração média havia ocorrido em 23 de julho de 2018, quando foi registrada uma geração de 7.062 MW médios.
Devido ao bom desempenho, principalmente da energia eólica, o Nordeste tem sido exportador de energia para o Sudeste/Centro-Oeste. No dia 29 de agosto, a exportação de energia atingiu 2.055 MW médios.

Leilão da Aneel contrata 62 projetos de geração de energia

Foi fechada a contratação de 11 projetos hidrelétricos, 48 usinas eólicas, duas térmicas a biomassa e uma usina a gás natural, que devem demandar investimentos de R$ 7,68 bilhões.

O leilão de energia A-6 realizado pelo governo federal nesta sexta-feira (31) fechou a contratação de 62 empreendimentos de geração. Ao todo, os projetos que foram negociados totalizam 1.228,6 MW médios de garantia física e as usinas deverão iniciar o fornecimento de energia elétrica a partir de 1º de janeiro de 2024.

O certame contratou 11 projetos hidrelétricos, 48 usinas eólicas, duas térmicas a biomassa e uma usina a gás natural, que devem demandar investimentos de R$ 7,68 bilhões.

Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, o leilão movimentou ao todo R$ 23,6 bilhões em contratos. O preço médio ao final das negociações foi de R$ 140,87 por MWh, com deságio de 46,89% em relação aos preços-tetos estabelecidos, representando uma economia de R$ 20,9 bilhões para os consumidores de energia.

O leilão chegou a ser suspenso, mas o Superior Tribunal de Justiça (STJ) derrubou no final da tarde de sexta-feira decisão liminar (provisória) e autorizou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) a fazer o certame.

Entre os vencedores do certame, que negociou usinas para entrada em operação em 2024, aparecem elétricas como a CPFL Renováveis, com uma pequena hidrelétrica de 28 megawatts, a EDP Renováveis, com 11 usinas eólicas que somam 429 megawatts, e a Eneva, com uma termelétrica de 363 megawatts, destaca a agência Reuters.

No total, sagraram-se vencedores na licitação projetos eólicos com capacidade de 1,25 gigawatt, enquanto as hidrelétricas somaram 457,8 megawatts e as usinas à biomassa representaram 28,5 megawatts.

Entre térmicas a gás, apenas o empreendimento da Eneva venceu, e não houve contratação de plantas a carvão.

As eólicas deverão receber investimento de R$ 5,8 bilhões, seguidas pela térmica a gás da Eneva, com aporte estimado de R$ 1,09 bilhão, e as hidrelétricas, com R$ 712,5 milhões. Os projetos à biomassa deverão receber cerca de R$ 48 milhões, segundo a Reuters.

As usinas mais baratas do leilão foram as eólicas, que chegaram a negociar energia a R$ 79 por megawatt-hora, um deságio de 65,2% ante o preço-teto definido para a fonte no certame, de R$ 227,

O valor ficou abaixo do registrado no último leilão A-6, em dezembro passado, que chegou a R$ 97 reais, e se aproximou do recorde histórico das licitações, de R$ 67,60, no leilão A-4 de abril.

Participaram do certame, como compradoras da energia, 19 concessionárias de distribuição com destaque para a Ceron (21,4% do total negociado), Cemig (16,48% do total) e Celpe (10,1% do total negociado).

Os contratos são de 30 anos para as usinas hidrelétricas e de 20 anos para as usinas eólicas, ambos na modalidade por quantidade. Já por disponibilidade, os contratos são de 25 anos para os projetos térmicos.

Fonte: Portal G1

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