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Distribuidoras preveem demanda para leilão de energia nova, mas não de reserva

As distribuidoras de energia calculam a necessidade de contratação de novos projetos de geração para 2022, indicando a realização de um leilão do tipo A-5 (com entrada em operação em até cinco anos) ainda neste ano, depois de dois anos sem grandes novas contratações. Antes disso, o governo deve fazer também um leilão de energia existente, a fim de esgotar o uso da garantia física já instalada, sem onerar os consumidores com novos projetos de geração.

A realização de um leilão de energia de reserva (LER), porém, continua sendo vista com receio pelas principais entidades do setor elétrico, além da resistência dentro do próprio governo quanto à necessidade do certame.

Recentemente, o secretário de planejamento e desenvolvimento energético do Ministério de Minas e Energia (MME), Eduardo Azevedo, disse que haverá leilão de reserva ainda em 2017, possivelmente em setembro. A justificativa seria tanto o atendimento de uma “política industrial”, voltada para o fornecimento de máquinas e equipamentos para geração eólica e solar, quanto sinais que indicam a necessidade de novos projetos de geração, após cancelamento de muitos contratos.

“Nossa opinião é que a contratação de energia nova deve ser feita com base na necessidade de mercado. Ou seja, se não houver demanda, não faz sentido contratar e onerar os consumidores com isso”, afirmou Nelson Leite, presidente da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee).

Segundo dados coletados pela Abradee, haverá demanda para um leilão A-5 neste ano, para entrega a partir de 2022. A associação estima que as distribuidoras têm 98% da demanda projetada para 2017 já atendida. Para chegar em 102%, que é considerado um índice mais seguro, as distribuidoras contratariam mais cerca de 1,8 gigawatts (GW) médios no leilão deste ano. A contratação de projetos, contudo, dependeria da declaração de demanda pelas distribuidoras, não de uma política de governo voltada para um segmento específico.

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso, explicou que o ideal seria a realização de um leilão de energia existente antes de tudo, para que o excedente dos projetos em operação possa ser aproveitado pelas distribuidoras.

A possibilidade surgiu com a Lei 13.360, de conversão da MP 735, que flexibilizou as datas de leilões e permitiu que sejam feitos certames de energia existente com prazos variados. Decreto do Ministério de Minas e Energia deve ser publicado em breve regulamentando esses leilões.

No caso dos leilões de energia de reserva, Barroso lembrou que a necessidade é calculada de forma técnica, dependendo se é preciso comprar novos projetos para garantir a conciliação entre a garantia física do sistema.

O problema na contratação da energia de reserva sem necessidade é que isso vai onerar os consumidores, por meio do encargo de energia de reserva, explicou Edvaldo Santana, presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace). “Vai acabar sendo um subsídio, porque se contrataria uma energia desnecessária. Se há sobra de garantia física, não precisam de reserva”, disse Santana.

Outra questão que afeta o planejamento de leilões, principalmente de reserva, é a questão da margem de escoamento. Barroso lembrou que as restrições atuais de escoamento devem perdurar até 2022 ou 2023, devido ao atraso na construção de linhas de transmissão, como as da Abengoa, cujas obras estão paralisadas há quase dois anos.

Desde 2015, não há leilão de reserva ou certame que contrate um volume significativo de projetos novos de geração. Isso aconteceu por conta da redução brusca da demanda por energia, que fez com que as distribuidoras ficassem sobrecontratadas – ou seja, com sobras contratuais não remuneradas via tarifa.

Foram criados mecanismos para descontratar projetos, como o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) de Energia Nova, que cancelou cerca de 1.300 MW médios em contratos permanentemente. Além disso, o governo cancelou o leilão de reserva programado para dezembro de 2016 e se prepara para implementar, até o fim de agosto, um mecanismo que vai permitir a descontratação de projetos de reserva, mediante o pagamento de uma contrapartida pelos geradores.

A revisão da garantia física dos projetos em operação também possibilitou uma redução de cerca de 1.300 MW médios no sistema.

Para grande parte dos agentes do setor elétrico, no entanto, isso não justificaria a realização de um leilão de reserva. “Isso me parece uma incoerência”, disse Santana, lembrando ainda que o mecanismo de descontratação de reserva vai cancelar projetos mais baratos do que os que provavelmente serão contratados em seguida.

Segundo Santana, a Abrace não é contra a contratação de projetos de eólica e solar, uma vez que a indústria se instalou no Brasil e não pode ser abandonada. “Mas não precisa ser energia de reserva”, disse. Uma possibilidade seria viabilizar projetos voltados para o mercado livre.

O presidente da Abrace sugeriu que o governo organize um leilão de renováveis voltado para o mercado livre, com contratos com duração entre 5 e 20 anos, e recursos do BNDES oferecidos na proporção inversa – mais recursos no prazo menor. Se o contrato no mercado livre vencer, essa energia passará para o mercado regulado, a um preço que será estabelecido também nesse leilão.

Fonte: Camila Maia | Valor Econômico

Sistema elétrico mudará com expansão eólica e solar, diz ONS

A operação do sistema elétrico brasileiro precisará mudar para se adaptar à acelerada expansão da geração eólica no país e ao início da introdução da energia solar na matriz, incluindo o crescimento nas instalações solares em residências, com placas fotovoltaicas em telhados, disse nesta terça-feira o diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Eduardo Barata.

Ele afirmou que essa preocupação já faz com que o ONS e as autoridades do setor preparem-se para rever o sistema computacional utilizado atualmente para programar a operação do sistema e para o cálculo dos preços spot da eletricidade, ou Preços de Liquidação das Diferenças (PLD).

“Estamos trabalhando de forma integrada para poder dispor a partir de 2020 de um novo modelo para o estabelecimento da política de operação e cálculo de preço, que tenha todos requisitos que entendemos como fundamentais”, disse Barata, ao participar de evento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Segundo ele, o novo sistema a ser desenvolvido possibilitará que o sistema elétrico enfrente melhor a variabilidade da geração das usinas eólicas e solares, que dependem de vento e da incidência do sol.

“Entendemos que hoje o estágio de evolução do segmento exige uma permanente inovação em tecnologia e temos colocado como palavra de ordem no ONS a inovação. Precisamos melhorar nossos procedimentos”, disse o diretor.

De acordo com Barata, o novo sistema teria uma representação das usinas de forma individual e em base horária, e uma “adequada representação das fontes intermitentes”.

Ele disse que participou recentemente de encontros com representantes de órgãos semelhantes ao ONS que operam em outros países do mundo e que diversos deles relataram grandes desafios para se adaptar à expansão das fontes renováveis, principalmente na Europa, onde a tecnologia avançou rapidamente.

“O depoimento deles é realmente impressionante. A Itália chega a ter hoje quase 30 por cento da carga suprida por fotovoltaicas nos tetos. Isso significa dizer que você tem que aparelhar o sistema para operar durante o dia… e quando o sol se põe a configuração é outra”, comentou.

“E isso tem acontecido na Itália e vários outros países, todos enfrentaram problemas grandes de adaptação a essa nova realidade do setor.”

O diretor do ONS apontou, no entanto, que o Brasil deverá ter tempo para se preparar para essas transformações, ajudado principalmente pela crise econômica, que deverá limitar em algum nível a velocidade dessas mudanças.

Fonte: EXAME

Condições para recarga de veículos elétricos entram em audiência pública

A Agência Nacional de Energia Elétrica vai abrir audiência pública para discutir proposta de resolução que estabelece os procedimentos e as condições para a realização de atividades de recarga de veículos elétricos em unidades consumidoras conectadas ao serviço  distribuição. As contribuições serão recebidas pela agência de 25 de maio a 31 de julho.

Em abril do ano passado, a Aneel submeteu o assunto a consulta pública, com a intenção de avaliar previamente a necessidade de regulamentação dos aspectos relacionados ao fornecimento de energia para esse tipo de veículo. Um grupo de 26 instituições de diferentes segmentos participou do processo, dentre as quais dez concessionárias de distribuição.

O tratamento a ser dado pela agência no regulamento busca “reduzir eventuais barreiras regulatórias para empreendedores e usuários interessados na mobilidade elétrica, mas preservando a integridade das redes de distribuição e seus consumidores, independentemente destes serem ou não usuários de veículos elétricos.”

A regra permite a recarga de veículos de terceiros pelo titular da unidade consumidora de energia elétrica, inclusive para fins de exploração comercial e a preços livremente negociados. A instalação de estação de recarga deverá ser comunicada previamente às distribuidoras. Equipamentos operados por terceiros que não sejam exclusivos para uso privado deverão seguir protocolos abertos de comunicação e de supervisão e controle remotos de domínio público.

A própria distribuidora poderá instalar estações de recarga pública de veículos na área em que atua como permissionária ou concessionária, atividade que exercerá por sua conta e risco e de forma separada do serviço de distribuição. Os preços também serão livremente negociados com os clientes, e o serviço tratado como atividade acessória, não vinculada ao fornecimento de energia elétrica. Os ativos que compõem a infraestrutura das estações de recarga não entrarão na base de ativos da empresa para fins de remuneração na revisão e/ou no reajuste tarifário.

As distribuidoras terão de repassar à Aneel informações das unidades consumidoras com estações de recarga e enviar a cada semestre dados consolidados para registro na agencia. A partir de 1º de julho de 2018 as empresas deverão implantar um sistema eletrônico para que o consumidor possa enviar os dados necessários sobre estações de recarga.

Os interessados em participar da audiência poderão enviar contribuições para o e-mail ap029_2017@aneel.gov.br ou para o endereço da Aneel – SGAN Quadra 603 – Módulo I Térreo/Protocolo Geral, CEP 70.830-110, Brasília–DF

Foto: S

Governo publica diretrizes para leilão de descontratação de energia

O Ministério de Minas e Energia publicou as diretrizes para o inédito leilão de descontratação de projetos de energia elétrica, que tem como objetivo permitir o cancelamento sem a aplicação de multa rescisória de projetos de geração que enfrentaram problemas nos últimos anos e não saíram do papel.

Portaria publicada no Diário Oficial da União define que o leilão deverá ser realizado até 31 de agosto de 2017.

Em entrevista à Reuters na última terça-feira (18), no entanto, o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Eduardo Azevedo, disse que a expectativa do governo é realizar o leilão até julho.

A portaria determina que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) elabore o edital do leilão e os termos de distrato dos contratos.

Os vencedores do leilão terão que pagar um prêmio para o governo.

O ministério definiu que o valor do prêmio, em reais, será pago em parcela única. A Aneel irá definir, no edital, um valor mínimo de lance por megawatt-hora.

O valor total do prêmio corresponderá ao lance oferecido pela empresa, multiplicado pelo montante da energia contratada de um ano, não bissexto, expresso em megawatt-hora.

Veja detalhes da publicação: http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=1&pagina=60&data=20/04/2017

Fonte: Reuters | Gustavo Bonato

Mundo tem queda drástica de novas usinas a carvão

O boom das fontes de energia renovável nos últimos anos tem transformado o setor elétrico mundial radicalmente. Mas os investimentos verdes não são os únicos responsáveis por esse processo. Um forte movimento de “desinvestimento” nas fontes poluidoras mais tradicionais também contribui para a transição energética.

Só no ano passado, o número total de centrais de energia a carvão em desenvolvimento despencou em todo o mundo, com um declínio de 48% na atividade de pré-construção e um declínio de 62% em novos projetos.

Os dados são de um relatório lançado nesta semana pela Ong ambientalista Greenpeace, Sierra Club e CoalSwarm. Segundo o estudo, a  queda drástica em 2016 está associada às mudanças nas políticas energéticas em países como China e Índia, altamente dependentes dessa fonte poluente.

Houve uma dramática restrição a novos projetos de usinas de carvão pelas autoridades centrais chinesas e uma redução financeira por parte de apoiadores de usinas a carvão na Índia. Só nos dois países, mais de 100 projetos estão congelados.

Além do declínio no desenvolvimento de novos projetos, a pesquisa também aponta que um recorde de 64 gigawatts de usinas de carvão foram desativados nos últimos dois anos, principalmente na União Europeia e nos EUA, o equivalente a quase 120 grandes unidades geradoras.

De acordo com o relatório, a combinação da desaceleração no planejamento e construção de novas usinas e o aumento expressivo no número de fechamentos de unidades obsoletas traz uma esperança: de que seria possível manter o aumento da temperatura global abaixo de 2°C em relação aos níveis pré-industriais, e evitar os piores efeitos das mudanças climáticas, desde que os países continuem a acelerar a ação.

Alguns países, no entanto, não conseguiram desenvolver seus setores de energia renovável em sintonia com a tendência mundial e continuam a construir e planejar novas usinas de carvão altamente poluentes. É o caso do Japão, Coréia do Sul, Indonésia, Vietnã e Turquia.

Fonte: Exame | Vanessa Barbosa

Oferta de energia elétrica no Brasil será 2,6% maior em 2017

De acordo com o Boletim Mensal de Energia – Janeiro de 2017, a oferta interna de energia elétrica – subconjunto da matriz energética, a proporção das renováveis será bem mais significativa este ano, com previsão de chegar a 83,3%. No mundo este indicador é de apenas 24,1%.

O desempenho ocorre em razão do bom desempenho da energia eólica e reflete as transformações ocorridas no setor energético nacional, que tem incentivado tanto o crescimento dessas fontes quanto a diversificação da matriz nos últimos anos.

A Oferta Interna de Energia Elétrica (OIEE) de 2017 foi estimada em 630,2 TWh, mostrando aumento de 2,6% sobre 2016.

O boletim é elaborado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e acompanha um conjunto de variáveis energéticas e não energéticas capazes de permitir razoável estimativa do comportamento mensal e acumulado da demanda total de energia do Brasil.

A estimativa é que a energia hidráulica continue sendo a mais importante na matriz elétrica de 2017, respondendo por 67,9%, percentual ligeiramente inferior ao verificado em 2016 (68,6%).

Essa redução da fonte hídrica será compensada por bons desempenhos de outras fontes renováveis, como a eólica e a biomassa. A eólica deverá passar de uma proporção de 5,3% para 6,5%, e a biomassa, de 8,8% para 9,0%, de 2016 para 2017.

A produção de petróleo de janeiro de 2017 cresceu 15,3% sobre igual mês de 2016, repetindo as boas performances verificadas nos últimos meses de 2016. O mesmo ocorre com a produção de gás natural, com taxa de crescimento de 13,1%.

Fonte: Portal Brasil, com informações do Ministério de Minas e Energia

Brasil desponta como terceiro maior produtor de eletricidade das Américas

O Brasil é o terceiro maior gerador de eletricidade das Américas, atrás apenas dos Estados Unidos e do Canadá, de acordo com relatório da EIA (Energy Information Administration). Em 2016, a capacidade instalada total de geração de energia elétrica atingiu 137 GW, gerando 560 bilhões de kWh.

As hidrelétricas se mantêm como principal fonte de geração da matriz elétrica brasileira, representando mais de 70% do total (87 GW), seguida pelos combustíveis fósseis (30 GW), biomassa (12 GW) e de uma pequena parte vinda das fontes eólicas e nucleares. O Brasil é o segundo maior produtor de energia hidrelétrica do mundo, perdendo apenas para a China.

O gás natural é o principal combustível fóssil usado no Brasil, correspondendo a mais da metade do potencial de combustíveis fósseis, sendo a outra parte ocupada pelo carvão mineral. A atual aposta do setor é o projeto da termelétrica do Porto de Sergipe, com entrega prevista para o final de 2019. A usina terá uma geração de 1,5 GW, a maior da América Latina.

Visando aumentar a parcela de fontes de energia renováveis não-hidrelétricas na matriz, o governo anunciou em 2015 o Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica (ProGD). A ideia é ampliar e aprofundar as ações de estímulo à geração de energia pelos próprios consumidores, estimulando, por exemplo, o uso de energia solar fotovoltaica. A estimativa é que o programa movimente cerca de R$ 100 bilhões em investimentos, até 2030.

Fonte: Brasil Energia | Amanda Magalhães

Energia renovável é alternativa estratégica para estabilidade no preço da conta de luz

O brasileiro teve que preparar o bolso ao se deparar com a notícia da cobrança da bandeira tarifária amarela na conta de luz do mês de março. O anúncio, feito pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), determinou a cobrança extra de R$ 2 a cada 100 quilowatts/hora (kWh) consumidos no mês.

A mudança ocorreu depois que a bandeira tarifária estava verde desde dezembro, ou seja, não havia cobrança adicional na conta de energia. Segundo a Aneel, a previsão dos níveis nos reservatórios das hidrelétricas ficou abaixo do esperado para março. A situação levou ao aumento da geração termelétrica como medida para preservar os níveis de armazenamento e garantir o atendimento ao sistema elétrico.

O sistema das bandeiras é aplicado sempre que o custo de geração de energia no país sobe. Isso acontece quando é necessário acionar mais usinas termelétricas, que geram energia mais cara devido ao alto custo associado.

Para ter uma ideia, em 2013 o total de energia produzida pelas hidrelétricas foi de 560.450 MW médios, o que correspondia a 74,02% da energia gerada no país. Em 2015 esse número caiu para 484.464 MW médios (65,66%). No mesmo período, a geração termelétrica aumentou de 187.892 MW médios (24,81%) para 194.568 MW (26,37%), segundo dados do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE).

A matriz energética brasileira hoje depende predominantemente da energia hidrelétrica, além das usinas térmicas. A adoção de fontes alternativas como a eólica e solar podem reduzir a variação no preço da energia provocada pela bandeira tarifária.

Graças ao aumento da geração de energia eólica e o crescimento da participação da fonte na matriz energética nos últimos dez anos, as energias renováveis podem ser o caminho estratégico para garantir a segurança tarifária no país.

Nesse aspecto, o Rio Grande do Norte vem se destacando notoriamente na matriz renovável como polo do setor eólico no Brasil. De acordo o CERNE, o estado é líder nacional no ranking de geração eólica com 3,3 gigawatts de capacidade em 122 parques eólicos instalados e em operação.

Sistema Interligado Nacional

Toda a energia gerada é lançada diretamente no Sistema Interligado Nacional (SIN), responsável por coordenar e controlar todo o sistema de produção e transmissão de energia elétrica oriunda das diferentes fontes energéticas, possibilitando o suprimento do mercado consumidor brasileiro.

O SIN também assegura um melhor aproveitamento da água nas usinas hidrelétricas e o uso moderado de energia térmica. Esse equilíbrio, aliado a geração alternativa – eólica, solar, biomassa – influencia diretamente na cobrança das bandeiras e no reajuste do preço da conta de luz.

Tarifa

Em 2016, o aumento médio das tarifas de energia elétrica no Rio Grande do Norte foi de 7,73%. Para os clientes residenciais o reajuste chegou a 7,78% e para as indústrias, o aumento foi menor, de 7,61%. Todos os anos, as distribuidoras passam por um processo de reajuste de suas tarifas, que pode levar a aumento ou queda, dependendo do que for apurado pela Aneel.

De acordo com a Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern) está prevista no mês de abril uma reunião entre a distribuidora e a agência reguladora para iniciar as tratativas sobre reajuste da tarifa no Estado.

Fonte: CERNE Press

Dez tendências para o setor fotovoltaico em 2017

A consultoria internacional Green Tech Media Research divulgou na última semana suas apostas para o mercado fotovoltaico global e norte-americano neste ano:

1 – Leilões “reversos” (com preços decrescentes) continuarão proliferando globalmente. De acordo com a consultoria, 33 países estão conduzindo algum tipo de concorrência para contratar geração solar no primeiro semestre de 2017. Outros 14 países estão discutindo ou planejando a realização de leilões, que já são rotineiros no Brasil.

2- Lances podem alcançar US$ 20/MWh, com leilões conduzindo a uma maior competitividade entre os mercados. Em 2016, recordes de preços baixos já foram registrados em leilões promovidos pelos Emirados Árabes (US$ 24/MWh) e pelo Chile (US$ 29/MWh). E a descontinuidade de políticas de subsídios em mercados mais maduros tem aumentado o interesse de investidores por mercados em crescimento.

3- Ao contrário do que ocorreu em 2016, a sazonalidade da demanda pode levar a uma estabilidade de preços em 2017. No ano passado, um primeiro semestre positivo seguido de um segundo semestre fraco adicionou risco de queda dos preços dos módulos. Para 2017, é esperado o contrário, estabilizando as comparações semestrais. Esse efeito é explicado em parte pela programação de entrada de novos projetos na China: a maior parte deve ser conectada no último trimestre.

4 – O cenário é de concentração no mercado de operação e manutenção de usinas solares centralizadas (grande escala). Esse mercado deve ultrapassar 500 MW nos próximos anos, mas as margens mais apertadas por causa da queda de preços e desaceleração de mercados mais maduros devem levar a uma consolidação.

5 – Uma “tempestade perfeita” leva os preços de instalação no mercado norte-americano a menos de US$ 1/Wp em 2017. Sobreoferta de equipamentos, desenvolvimento tecnológico e maior competição entre fornecedores devem levar a necessidades menores de investimentos. Para prrojetos que usam rastreadores solares, preço de instalação pode chegar a US$ 1,08.

6 – Investimentos em novas instalações solares centralizadas de empresesas de serviços públicos, relacionados a metas regulatórias,  serão ultrapassados por aportes realizados por outros tipos de investidores.

7 – As instalações residenciais de geração distribuída serão detidas em sua maior parte pelos próprios consumidores, e não por terceiros. A queda de custos e a maior disponibilidade de financiamento tornam mais viábel o investimento próprio em sistemas residenciais. O aluguel de sistemas perde a participação majoritária no mercado.

8 – Uso de marcas “premium” de módulos devem crescer no mercado residencial. Essa tendência é resultado da última: de acordo com a GTM, sistemas de propriedade dos consumidores tendem a usar as marcas mais conhecidas do mercado.

9 – 70% das instalações residenciais nos EUA usarão módulos com componentes eletrônicos.

10 – Novas instalações de geração solar comunitária nos EUA devem ultrapassar os 400 MW. A GTM projeta que os sistemas coletivos corresponderão a entre 20% e 25% do mercado de geração solar distribuída norte-americano nos próximos cinco anos.

Fonte: Lívia Neves | Brasil Energia

Ministério de Minas e Energia aprova diretrizes para rodadas de leilão de petróleo e para o setor energético

Ministro Fernando Coelho presidiu a reunião, com pauta de temas relevantes

O Ministério de Minas e Energia (MME) realizou nesta quarta-feira (14/12) a 33ª Reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O encontro foi presidido pelo Ministro Fernando Coelho Filho e contou com a presença do ministro de Planejamento, Orçamento e Gestão, Dyogo Oliveira.

Representantes dos ministérios integrantes do colegiado participaram da reunião. Esta foi a primeira reunião com a participação dos novos integrantes do CNPE, como representantes da sociedade civil e de universidade brasileira, respectivamente, Plínio Nastari e Ivan Camargo.

Na abertura da reunião, o ministro fez um balanço sobre as ações do MME sob sua gestão e desejou boas-vindas aos novos integrantes. “Apesar de tanta turbulência que o país está vivendo, o MME, junto com o Planejamento, Casa Civil, e Fazenda, que são os Ministérios que dialogamos mais, conseguimos uma série de ações de pautas bastante positivas nesses primeiros sete e oito meses”, destacou o ministro.

Entre as principais deliberações do colegiado e definições da reunião de hoje estão a aprovação em questões referentes às rodadas de petróleo do ano que vem; definição de diretrizes para o setor de gás natural; definição de preço mínimo do barril de petróleo para fins de apuração de royalties; e sobre modelos computacionais do setor elétrico.

Um dos destaques foi a inclusão de dez blocos de águas ultra-profundas na 14ª. Rodada, localizados na porção norte da Bacia de Campos, com elevado potencial. A ANP publicará os mapas relativos a essa rodada. Também foram divulgadas as regras quando à unitização e de conteúdo local.

Durante o CNPE, os membros debateram ainda as recentes revisões nas projeções de crescimento da demanda de energia elétrica para 2017. Diante do cenário atual exposto, foi decidido que o 2º Leilão de Energia de Reserva de 2016, previsto para ser realizado na próxima segunda-feira (19/12), será cancelado.

Ao final da reunião, o secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, e o secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, Márcio Félix, explicaram os principais pontos da reunião à imprensa. Pedrosa destacou que foi uma reunião muito intensa, com grandes avanços para o setor.

Confira abaixo os principais pontos deliberados no CNPE, que objeto de resolução ou encaminhamento pelo colegiado:

Mudança das datas de início da alteração dos percentuais de biodiesel adicionado ao Biodiesel

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, em reunião realizada nesta quarta-feira (14 de dezembro de 2016), a Resolução que estabelece nova data para início da vigência da mistura de biodiesel ao diesel, conforme cronograma previsto na lei  13.263/ 2016.

De acordo com a resolução, será antecipado para 1o. de março de cada ano a data de início da vigência dos novos teores da adição obrigatória de biodiesel ao diesel.  As datas são:

  • 01/03/2017 início do B8;
  • 01/03/2018 inicio do B9; e
  • 01/03/2019 início do B10

O objetivo da medida é evitar a coexistência de dois diferentes percentuais da adição em um mesmo mês, dificultando a fiscalização.

Diretrizes para acordos de individualização da produção envolvendo áreas não contratadas

O CNPE aprovou Resolução que estabelece diretrizes para os procedimentos de individualização da produção em situações onde as jazidas de petróleo e gás natural se estendam para áreas não contratadas.

As principais regras aprovadas foram:

  • O CNPE decidirá a contratação das áreas não contratadas internas ao polígono do pré-sal. A regra geral nesses casos será a realização de licitações e em caso de não contratação, será realizado procedimento simplificado.
  • Nas áreas externas ao polígono do pré-sal, a ANP fica autorizada a licitar essas áreas.
  • Quanto às regras de conteúdo local nas áreas não contratadas, será aplicado o mesmo percentual aplicável na área sob contrato adjacente.
  • Enquanto não houver a contratação, o operador da área individualizada será o operador da área sob o contrato adjacente.

A individualização da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos é um instituto jurídico mundialmente adotado e eficaz para evitar a produção predatória de jazidas petrolíferas que se estendam além da área outorgada.

O estabelecimento de critérios para os procedimentos de individualização da produção (unitização), nos casos de jazidas que se estendam para áreas não contratadas (a partir de blocos já concedidos, cedidos onerosamente ou sob o regime de partilha de produção), é necessário para a continuidade das atividades de exploração e produção em muitas dessas áreas, destravando uma série de investimentos que se encontram praticamente paralisados atualmente.

Essa diretrizes viabilizarão novos investimentos para o setor, com o consequente aumento da produção e das receitas governamentais.

Diretrizes estratégicas para o setor de Gás Natural

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, em reunião realizada nesta quarta-feira (14 de dezembro de 2016), a Resolução que estabelece as diretrizes para o desenho de novo mercado de gás natural, bem como cria o Comitê Técnico para o Desenvolvimento da Indústria do Gás Natural, no âmbito da iniciativa Gás para Crescer.

A Resolução submetida ao CNPE é resultado da análise das contribuições recebidas durante o processo de consulta pública. Ficaram definidas as premissas e diretrizes estratégicas para o setor de gás natural, tais como adoção de boas práticas internacionais; atração de investimentos; diversidade de agentes; maior dinamismo e acesso à informação;  e respeito a contratos.

Dentre as diretrizes estratégicas, estão a promoção de maior transparência e da redução dos custos de transação; estímulo à concorrência e à formação de mercado de curto prazo e secundários; reforço da separação entre as atividades potencialmente concorrenciais; acesso não discriminatório de terceiros aos gasodutos de escoamento, UPGNs e Terminais de Regas; aperfeiçoamento da estrutura tributária do setor de gás natural no Brasil; harmonização entre as regulações estaduais e federal; promoção da integração entre os setores de gás natural e energia elétrica.

Também fica criado o Comitê Técnico para o Desenvolvimento da Indústria do Gás Natural (CT-GN), para transição gradual, segura e célere, com prazo de 120 dias para apresentar proposta de medidas a ser encaminhada ao Congresso Nacional para aprimorar o marco legal do gás natural.

O Comitê será composto por representantes dos diversos órgãos do Governo Federal e de associações e agentes da indústria do gás natural, da sociedade civil e da universidade brasileira.

A iniciativa Gás para Crescer foi lançada pelo Ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, em 24 de junho de 2016, a partir da observação da atual conjuntura do setor de gás natural, em especial no que diz respeito à redução da participação da Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) e o consequente ingresso de novos agentes privados, ao mesmo tempo em que se apresenta como uma grande oportunidade de investimento.

4ª Rodada de Áreas com Acumulações Marginais de O&G

O CNPE aprovou a inexigibilidade de Conteúdo Local obrigatório para a 4ª Rodada de áreas com acumulações marginais de petróleo e gás natural.  Considerando-se o perfil de empresas atuantes nas áreas de acumulações marginais (nacionais e de pequeno e médio porte), bem como o montante de investimentos requeridos para a operação nessas áreas de economicidade marginal, muitíssimo mais baixo que aqueles de outras áreas onshore, considera-se que sejam desproporcionais as exigências de conteúdo local para esses atores e para a cadeia de fornecimento que atende a esse segmento, nos moldes daqueles praticados para os demais contratos de concessão.

Por se tratarem de campos marginais, o conteúdo local nessas atividades já é bastante elevado, e exigências de conteúdo local (como certificações e processos de apurações do percentual) dificultariam a viabilidade de exploração desses campos.

14ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios

O CNPE aprovou Resolução que autoriza a ANP a realizar a 14ª Rodada de Licitações de blocos para a exploração e produção de petróleo e gás natural segundo as regras da Lei nº 9.478, de 1997, na modalidade concessão. Para esse certame foram selecionados 291 blocos exploratórios, distribuídos em 29 setores, de 9 bacias sedimentares, localizadas em áreas de interesse dos estados do Maranhão, Piauí, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.

Foi aprovada a inclusão de 10 blocos de águas ultra-profundas, localizados na porção norte da Bacia de Campos, com elevado potencial. A ANP publicará os mapas relativos a essa rodada.

O pré-edital e a minuta de contrato deverão ser publicados no início de 2017, visando à realização das ofertas no terceiro trimestre do mesmo ano. Estima-se que as áreas que venham a ser arrematadas nessa Rodada poderão no primeiro momento contribuir para a geração de emprego e renda para as populações locais e, no caso de descoberta de recursos petrolíferos comerciais, haverá ainda o benefício aos entes federados com a arrecadação de participações governamentais, tributos e aumento da segurança energética do País.

O Conteúdo Local para essa Rodada será definido em janeiro de 2017.

Prorrogação da Fase de Exploração dos blocos offshore da 11ª Rodada de Licitações

O CNPE aprovou Resolução com recomendação à ANP para priorizar a análise das solicitações de prorrogação da Fase de Exploração dos contratos de exploração e produção de blocos localizados em mar da 11ª Rodada de Licitações vigentes no País, visando garantir o cumprimento das atividades contratadas, mesmo que com dilação de prazo. Tal medida permitirá que a sociedade não fique privada da realização de investimentos em prol do aumento do conhecimento geológico das bacias sedimentares brasileiras, que são fundamentais para a descoberta dos recursos petrolíferos.

2ª Rodada de Partilha de Produção

O CNPE autorizou a realização da 2ª Rodada de Licitações sob o regime de Partilha de Produção, que está prevista para ocorrer no terceiro trimestre de 2017. A Rodada será composta por quatro áreas com jazidas unitizáveis envolvendo áreas não contratadas à União, na região do Pré-sal, nas bacias de Campos e Santos. As áreas citadas são relativas às descobertas denominadas por Gato do Mato e Carcará, e os campos de Tartaruga Verde e Sapinhoá.

Esse certame tem grande importância em relação à continuidade dos investimentos no desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural a partir dessas áreas. Ademais, cabe mencionar que os contratos das áreas de Gato do Mato e Carcará encontram-se com seus contratos de exploração e produção suspensos pela ANP, aguardando a definição das ações necessárias para a avaliação da parte ainda não contratada.

Conforme diretrizes da Unitização, será aplicado o mesmo percentual de conteúdo local aplicável na área sob contrato adjacente.

Diretrizes para a comercialização do óleo e gás natural da União nos Contratos de Partilha da Produção

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou em reunião realizada no dia 14 de dezembro de 2016 a Resolução que estabelece a política de comercialização do óleo e gás natural da União.

A Resolução apreciada pelo CNPE contempla uma política de comercialização com diretrizes gerais e de caráter transitório, com vigência de até 36 meses, que permitirá à União a comercialização dos hidrocarbonetos aos quais faz jus, ao mesmo tempo em que seja adquirida a experiência fundamental para a construção de um modelo de longo prazo, que levará em conta não só as questões operacionais como também estratégicas para o interesse nacional.

A Resolução define as diretrizes gerais da comercialização, como a maximização do resultado econômico; a prioridade ao abastecimento nacional no caso do Gás Natural; a comercialização será preferencialmente em cargas combinadas; e será buscada a minimização dos riscos da União.

A resolução também define que os depósitos das receitas serão feitos à conta única do Tesouro Nacional e define os direitos e obrigações da PPSA, com mecanismos de prestação de contas da atividade.

Ainda foi definido que sejam realizados, sempre que possível, leilões de curto prazo para a venda do gás natural no mercado nacional pelo agente comercializador, a ser contratado pela PPSA.

O estabelecimento da política viabilizará a atividade de comercialização do petróleo e do gás natural destinados à União, cujas receitas advindas dessa atividade já foram consideradas no Orçamento da União na ordem de R$ 800 milhões (arrecadação estimada em 2017, já considerando valores a receber relativos aos anos de 2015 e 2016), considerando-se a expectativa de produção de hidrocarbonetos no prospecto de Libra e nas áreas unitizáveis no terceiro semestre de 2017.

Governança dos modelos computacionais

Foi aprovada pelo CNPE a proposta de governança dos modelos computacionais do Setor Elétrico, definindo as competências e diretrizes para alteração dos dados de entrada, dos parâmetros e das metodologias da cadeia de modelos computacionais utilizados pelo setor elétrico.

Entre os pontos que constam na Resolução aprovada está a definição da competência da Comissão Permanente Para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) de propor e revisar, com periodicidade não inferior a um ano, a representação do sistema físico, dos parâmetros e das metodologias dos modelos computacionais. Essas aprovações devem entrar em vigor na primeira semana operativa do ano civil seguinte, desde que aprovadas até 31 de julho. As propostas de alteração deverão ser submetidas a consulta pública.

Fica definido o novo valor do patamar da função de custo do déficit de energia, em R$ 4.650,00/ MWh (data-base janeiro/2017).

Também ficam definidas na resolução as competências da ANEEL na gestão dos dados de entrada, parâmetros e algoritmos. Por exemplo, cabe à Aneel trazer ao MME as estimativas de entrada  em operação comercial de empreendimentos que serão consideradas no planejamento.

As mudanças visam melhorar a governança da formação de preços, proporcionando mais transparência e previsibilidade aos agentes.  Esse é um movimento importante para a melhoria do ambiente para investimentos.

Definição sobre preço mínimo

O CNPE debateu a questão do preço mínimo do barril de petróleo, para fins de apuração de royalties. Os estudos apresentados pela ANP, decorrentes da audiência pública, estão sendo analisados pelo MME e serão cotejados com estudos sobre a competitividade do Brasil no cenário internacional desse setor.  Após essa etapa, serão definidas diretrizes que valorizem o preço de mercado e preservem o preço mínimo como parâmetro às transações no mesmo grupo econômico, estabelecendo antecedência e periodicidade para as revisões de regras e transição para sua implementação.

Além disso, a ANP, que tem a responsabilidade técnico-regulatória para estabelecimento de preço mínimo, deverá assegurar que todas as características ligadas aos óleos nacionais sejam consideradas.

Angra III

O MME informou ao CNPE que estão sendo concluídos por parte da Eletrobras e do MME estudos sobre a viabilidade da retomada as obras e alternativas, que serão apresentadas no início do próximo ano.

 

Fonte: Ministério das Minas e Energia

Residências respondem por 40% do consumo de energia no RN

A recessão econômica do país influenciou diretamente no consumo de energia no Rio Grande do Norte nos últimos dois anos, conforme informou nesta semana o diretor-presidente da Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern), Luiz Antonio Ciarlini. De acordo com ele, o crescimento da distribuição energética potiguar ficou bem abaixo da média das últimas décadas.

Mesmo com recessão a Companhia investiu mais de R$ 240 milhões em obras de infraestrutura este ano no estado que tem a menor tarifa residencial do Nordeste (R$ 0,40) por kilowatt/hora, uma das menores do país e o maior consumo residencial da região.

Apesar da preocupação, Ciarlini considera que a situação do RN está melhor que em outros estados. “Se formos olhar os últimos dez anos, a gente crescia uma média de 4%. No ano passado foi 0,8% e em 2016 estamos um pouco acima de 1,5%, mesmo com uma base baixa como a do ano passado. Cresceu pouco”, aponta.

Para o diretor da Cosern, está claro que o baixo crescimento foi causado pela recessão, que diminui o consumo da indústria e do comércio, por exemplo. Embora 85% dos 1,38 milhão de clientes potiguares sejam residenciais, eles são responsáveis por 40% do consumo. A indústria representa 10% e o comércio 20%. Ele acredita e o estado só não teve uma queda maior porque o setor da indústria é pequeno.

Luiz Antonio Ciarlini ainda descartou que a estiagem tenha influenciado na distribuição de energia. Para ele, embora a seca cause mudança de comportamento de clientes rurais e das distribuidoras de água, não afeta a disponibilidade de energia, já que o sistema brasileiro é interligado, ou seja, existe um remanejamento da energia entre as regiões. Além disso, o presidente da Cosern lembrou que o Rio Grande do Norte é um grande produtor de energia eólica, que o deixa em uma situação confortável.

Em 2016, a companhia aportou R$ 240 milhões em obras de melhoria da rede, como construção e ampliação de subestações. “O maior investimento da história no estado”, diz. Apesar de ainda não ter concluído o planejamento para o próximo ano, Ciarlini garante que o valor será ainda maior.

O diretor destaca que a Cosern foi a distribuidora melhor avaliada em pesquisa da Agência Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) com os clientes de todas as empresas acima de 400 mil consumidores. Na pesquisa da Aneel, 77% dos usuários do serviço da Cosern afirmaram que ela presta um bom ou ótimo serviço. “Esse índice é bom no Brasil e fora do país. Entre os serviços públicos, a distribuição de energia também é o melhor avaliado do país. Isso aumenta nossa responsabilidade, nos obriga a manter a qualidade e melhorar ainda mais”, argumenta.

Automatização na operacionalização

A Cosern opera 62 subestações espalhadas pelo estado, todas automatizadas e operadas diretamente do Centro de Operações da empresa, sede em Natal. Elas são interligadas por 50 mil quilômetros de linhas. Também há 600 equipamentos espalhados para monitorar a qualidade do fornecimento. “Hoje para que a gente precise ter informação do cliente de que ocorreu uma falta de energia, só se essa ocorrência for em uma unidade ou em áreas muito pequenas  do estado. Os casos  de maior abrangência nós já identificamos, temos como antever, e isso é fruto de investimento contínuo em tecnologia. A Cosern está na vanguarda da tecnologia em distribuição”, defende.

Para Ciarlini, é importante continuar investindo mesmo em tempos de recessão, pois o consumidor está cada vez mais exigente. Ele assinala que se o distribuidor não ampliar a qualidade do serviço, a insatisfação será imediata. “O consumidor que está satisfeito hoje está cada dia mais existente. Se nós tivéssemos a qualidade de fornecimento de 15, de 20 anos atrás, o cliente hoje não estaria feliz. A cada ano ele quer uma melhor qualidade de serviço e nossa obrigação como prestadora de um serviço público tão importante, que entra na casa da família, que faz com que o estado cresça, é essa”, pondera.

Fonte: Ígor Jácome | Novo Jornal

Participação de renováveis na matriz energética brasileira é três vezes superior ao indicador mundial

Brasil também se destaca na matriz de geração elétrica com 74% de renováveis

As transformações ocorridas no setor energético brasileiro têm incentivado o crescimento das fontes renováveis. Em 2015, as fontes renováveis no Brasil totalizaram participação de 41,2% na matriz energética, indicador quase três vezes superior ao indicador mundial, de apenas 13,8%. O país também se destaca na matriz de geração elétrica com 74% de renováveis, enquanto o mundo detêm 23,8%. Os dados constam no boletim “Energia no Mundo 2014-2015”, divulgado anualmente pela Secretária de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME).

Em 2015, a demanda mundial de energia atingiu o montante de 13.777 Mtep (tonelada equivalente de petróleo), das quais, 81,4% de combustíveis fósseis, valor 46 vezes maior que a demanda brasileira de energia, esta com apenas 57,5% de fontes fósseis. Entre as fontes consumidas no mundo, o petróleo representou 31,4%; o carvão mineral (28,1%); gás natural (21,6%); energia nuclear (4,9%); energia hidráulica (2,6%) e outras fontes não especificadas (11,4%).

Do total da demanda mundial de energia no ano passado, 36%, ou 5.000 milhões de tep, foram destinadas à geração de energia elétrica, como insumos, resultando em 24.364 TWh ofertados e 2.880 Mtep de perdas térmicas.

Das fontes utilizadas para geração de energia elétrica, 39,1% foram de carvão mineral, 22,3% de gás, 3,9% de óleo, 10,6% de urânio, 17,1% de hidráulica e 7% de outras não especificadas. As fontes renováveis somaram 23,8%, dos quais, 3,5 pontos percentuais de eólica e 1 de solar.

Quanto às emissões de CO2 pelo uso de energia, o mundo emitiu 32.100 Mt de CO2, em 2015, equivalentes a um indicador de 2,33 tCO2 por tep de energia consumida. No Brasil, o indicador de emissões ficou em apenas 1,55 tCO2/tep (66% do indicador mundial), em razão da maior presença de fontes renováveis na sua matriz energética.

O boletim “Energia no Mundo” apresenta gráficos e dados sobre as matrizes energética e elétrica de 89 países. O documento também traz indicadores sobre a produção e o consumo de energia nesses países e suas relações com o PIB, população e emissões de CO2.

Fonte: MME

Desperdício de energia dá o tamanho do potencial de negócios em eficiência energética

Uma estimativa aponta que o Brasil desperdiçou cerca de 60 mil GWh de energia no ano de 2015, esse volume é equivalente a 13% do consumo nacional. Esse é o tamanho de um mercado cujo potencia ainda é incerto, o de eficiência energética. O que é possível de se mensurar é o custo que um determinado tipo de consumidor pode ter ao não tomar medidas para melhorar o seu perfil de consumo de energia.

De acordo com o diretor da Comerc Esco, Marcel Haratz, os dois principais focos de potenciais ganhos estão em climatização e iluminação que podem variar de 10% a 50% e de 30% a 60%, respectivamente.
Segundo um levantamento feito pela empresa, um shopping center cuja a conta de energia mensal é de R$ 1 milhão apresenta potencial do chamado ‘não fazer’ de R$ 135 mil e de R$ 180 mil por mês. “Isso significa que esse consumidor tem um custo que poderia ser reduzido em R$ 315 mil reais, uma economia de mais de 30% somente com esses dois itens”, comentou o executivo. Nessa conta, foram incluídas ainda a indicação de retorno do investimento simples nesses casos, que ficaria entre 26 e 72 meses em termos de ar condicionado e de 18 a 42 meses para o item iluminação.
Dados de outros perfis de consumidores como hotéis e edifícios comerciais, redes de varejo, supermercados e indústria também foram levantados na pesquisa. Nesses dois últimos há itens que são adicionados ao cálculo, como refrigeração para o primeiro e ar comprimido e motores elétricos para o segundo. Estes, segundo o estudo, são os itens que possuem maior impacto na fatura de energia, sendo de 35% nos supermercados e de 20% e 55% no caso industrial.

A pesquisa também mostra que seria possível alcançar um potencial de economia de 10% a 40% em refrigeração. No segmento industrial que esse potencial é de 15% a 30% para o item ar comprimido e de 15% a 40% em motores elétricos. Haratz lembrou que o Brasil assumiu compromissos com a redução de emissões de gases de efeito estufa durante a COP 21 de Paris, no ano passado. E que a eficiência energética é um dos temas a serem atacados, pois há a necessidade de que o país aumente a sua eficiência energética em 10% até 2030.

Fonte: Canal Energia

Projetos de geração de energia podem ter receita atrelada ao dólar

O governo federal está avaliando a possibilidade de oferecer contratos de geração de energia elétrica no país com receita atrelada à variação do dólar, com a possibilidade de se obter recursos a custos mais baixos e atrair mais investidores estrangeiros, que não correriam o risco cambial.

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Augusto Barroso, apresentou a proposta em evento em Brasília nesta quinta-feira (29). Ele citou o Chile, que chegou a contratar energia solar com o menor valor do mundo neste ano, como exemplo de benefício desse tipo de contratação. Segundo Barroso, os contratos em dólar permitiram empréstimos com custo de 1,5% ao ano, o que “faz toda a diferença”.

“Estou propondo pensar fora da caixa, a gente quer discutir. Ninguém quer indexar a economia, mas queremos fazer a análise, se o custo disso é maior do que o benefício”, disse Barroso, em encontro promovido pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine).

O secretário do Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Eduardo Azevedo, confirmou que o tema está em análise no governo federal.

“Todos os dias avaliamos quais são as possibilidades que existem para tornar o ambiente mais favorável à atração de investimentos. Então essa foi uma possibilidade”, disse Azevedo, quando questionado sobre a proposta.

Investidores estrangeiros têm feito esse pleito junto ao governo, que busca uma maior participação de fundos internacionais na expansão da infraestrutura nacional. Barroso lembrou que o custo de geração da energia térmica a gás já tem correlações com o preço do câmbio, uma vez que o gás natural é negociado com parâmetros internacionais.

Fonte: Full Energy

Consumo de energia sobe 11,6% no mercado livre em julho, diz CCEE

O consumo nacional de energia elétrica totalizou 57.686 MW médios, segundo dados coletados entre os dias 1º e 19 de julho. Na comparação com mesmo período do ano passado, o volume representou um crescimento de 2,1%, com alta de 11,6% para o mercado livre e queda de 1% no mercado cativo. Os dados foram divulgados nesta quinta-feira, 21 de julho, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

Segundo a CCEE, a expansão do consumo de energia no mercado livre pode ser justificada pela entrada de novas unidades que migraram neste ano para este ambiente. Desconsiderando estas novas unidades consumidoras, houve um crescimento de 3,9%, demonstrando uma pequena reação da atividade econômica do país. Dentre os ramos da indústria monitorados pela CCEE, incluindo autoprodutores, consumidores livres e especiais, todos os setores registram aumento no consumo, exceto o de extração de minerais metálicos (-12%). Os segmentos de comércio (+44,5%), de alimentos (+30,3%) e bebidas (+27,5%) registraram os maiores índices de consumo em julho.

Em relação à geração de energia, houve a entrega de 60.034 MW médios ao Sistema Interligado Nacional em julho, aumento de 2,1% na comparação com os primeiros 19 dias de julho de 2015. Destaque para a produção (4.127 MW médios) das usinas eólicas, que cresceu 57% frente ao mesmo período de 2015. A geração hidráulica, incluindo as PCHs, alcançou 44.075 MW médios, montante 10,4% superior ao registrado no ano passado. A representatividade da fonte foi de 73,4% sobre toda energia gerada no país, índice 5,5 pontos percentuais superior ao registrado em 2015. Os dados preliminares ainda apontam queda de 27,2% na produção das usinas térmicas, impactada pelo desempenho das usinas a óleo (-83,3%), bicombustível (-45,2%) e a gás (-39,5%).

A CCEE também apresenta estimativa de que as usinas hidrelétricas integrantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE gerem, até a quarta semana de julho, o equivalente a 92,8% de suas garantias físicas, ou 45.597 MW médios em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, este percentual foi de 89%.

Fonte: Da Agência CanalEnergia, Operação e Manutenção

Brasil tem aumento de 5,1 GW na capacidade instalada até julho

O Brasil aumentou sua capacidade instalada de geração em 5,1 GW até o mês de julho. Segundo balanço da Agência Nacional de Energia Elétrica, a potência total que o país dispõe soma agora quase 146 GW. Uma importante parcela desse volume, ou 44,5%,foi adicionado no período que começou em 1998. Somente com os dados reportados até julho, 2016 está no quinto lugar em termos de expansão da capacidade e se confirmada a previsão da agência, poderá chegar a 10,4 GW se tornando assim o ano com maior volume de expansão em um ano apenas.

Somente em julho foram 1.297 MW novos na matriz elétrica, sendo que destes a segunda unidade da casa de força principal da UHE Belo Monte (PA, 11.233 MW) foi responsável por metade da oferta com 611 MW. A fonte térmica contribuiu com mais 610,3 MW sendo 562,8 MW de UTEs a combustíveis fósseis e outros 47,6 MW a biomassa. Entre as PCHs foram 11,7 MW novos no sistema e 64,5 MW em eólicas.
No somatório de 2016 as hidrelétricas lideram o crescimento da capacidade nova instalada com 2.473 MW, as eólicas surgem logo a seguir com quase 1,6 GW, a fonte térmica vem com 908,7 MW e as PCHs somam até o momento 124,7 MW.
De acordo com o balanço da Aneel, até o ano de 2021 são esperados mais 39,8 GW a serem adicionados ao SIN. Além dos 5.318 MW restantes para 2016, estão projetados mais 8.881 MW em 2017, 11.932 MW em 2018, 4.686 MW em 2019, 1.918 MW em 2020 e 4.272 MW ao final desse horizonte. Há ainda mais 2.790 MW em projetos que não possuem previsão de entrar em operação.
Desse volume classificado como projetos que possuem graves restrições para entrada em operação estão 894 MW em térmicas a combustíveis fósseis, quase 592 MW em usinas a biomassa, 366 MW em PCHs, 810 MW em UHEs e 127 MW de capacidade eólica.
Fonte: Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Operação e Manutenção

Energias renováveis abastecem 83% da oferta de energia elétrica brasileira

A geração de energia a partir de fontes renováveis continua em expansão no Brasil. A previsão de abril para a oferta de energia elétrica de 2016 é de 82,8% de renováveis, indicador  superior ao verificado em 2015, de 75,5%. Os desempenhos da geração hidráulica, eólica e por biomassa serão determinantes no aumento das renováveis. Já a oferta por combustíveis fósseis terá recuo significativo. Os dados constam no Boletim Mensal de Energia, da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético.

Quando considerada a oferta interna de energia brasileira – toda a energia necessária para movimentar a economia – a estimativa para 2016 é que as renováveis venham a contribuir com 43,5%, indicador superior aos 41,2% verificados em 2015.

Nas previsões, a fonte hidráulica é a que mais se destaca, elevando sua participação de 64% (2015) para 69,5% (2016) na matriz de oferta de energia elétrica, e de 11,3% para 12,5% na matriz de oferta interna de energia. Até abril de 2016, a oferta hidráulica apresenta crescimento de 7,7%.

Ainda no campo das fontes renováveis, a produção de biodiesel teve alta de 7,4% em abril, recuperando parte das perdas verificadas até março. No ano, a produção está negativa em 2,9%, mas até março estava com recuo de 6,5%. No exercício de 2015, a taxa ficou positiva em 15%.

O consumo de etanol automotivo, com taxa negativa de 3,6% até abril de 2016, não repete o excelente desempenho de 18% verificado em 2015. De fato, o consumo de energia em veículos leves vem sendo fortemente afetado pelo desemprego e pela recessão econômica do país.

O consumo total de energia do país previsto para 2016 deve recuar 1,9% de acordo com os estudos de abril, taxa menor do que a prevista para o PIB (algo próxima de -3,5%).

O Boletim acompanha um conjunto de variáveis energéticas e não energéticas capazes de permitir razoável estimativa do comportamento mensal e acumulado da demanda total de energia do Brasil.

Confira o Boletim do mês de Abril  AQUI

Fonte: Ministério das Minas e Energia

Brasil registrou mais de 3,5 mil conexões de geração distribuída até maio

Energia solar fotovoltaica é a fonte que mais se destaca, com 3.494 conexões, seguida pela energia eólica, com 37 conexões

De 2012 até o mês de maio de 2016, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) registrou 3.565 novas conexões de geração distribuída – quando a energia elétrica é gerada nos centros de consumo, muitas vezes pelo próprio consumidor.

Entre os meses de janeiro a maio de 2016, foram feitas 1.781 novas conexões, valor 6,5 superior ao mesmo período de 2015, quando foram feitas 272 conexões novas. Com as novas instalações, o País já gera, de forma distribuída, 29,7 Megawatts (MW), computa a Aneel.

Entre as energias renováveis mais utilizadas, a solar fotovoltaica é a fonte que mais se destaca, com 3.494 conexões, seguida pela energia eólica, com 37 conexões. Em termos de capacidade total instalada, a energia gerada pelo sol também saí na frente com 24,1 MW (mais de 80% do total), seguida pela energia hidráulica, com 2,5 MW. Em terceiro, o biogás soma 1,6 MW instalados.

A grande maioria das conexões de geração distribuída está nas residências. Segundo a Aneel, 79% das conexões de geração distribuída atendem a essa classe de consumo. Os comércios são responsáveis por 14% das conexões de geração distribuída no País.

Por Estado, Minas Gerais reúne o maior número de geradores distribuídos (859); seguido por São Paulo (479); Rio de Janeiro (381); e Rio Grande do Sul (369).

Geração de energia elétrica

Para ampliar e aprofundar as ações de estímulo à geração de energia pelos próprios consumidores, o Ministério de Minas e Energia (MME) lançou, em dezembro de 2015, o Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica (ProGD). Com R$ 100 bilhões em investimentos do ProGD, a previsão é que, até 2030, 2,7 milhões de unidades consumidoras poderão ter energia gerada por elas mesmas.

O Banco do Nordeste também lançou uma linha de crédito que ampliará ações de estímulo à geração distribuída. O financiamento utiliza recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE) e tem prazo de pagamento de até 12 anos, com um ano de carência.

O crédito do Banco do Nordeste é destinado a empresas agroindustriais, industriais, comerciais e de prestação de serviços, além de produtores rurais, cooperativas e associações beneficiadas ou não com recursos do FNE.

Fonte: Portal Brasil e Ministério das Minas e Energia

Brasil atinge 143 GW em capacidade de geração de energia

O Brasil registrou no mês de abril 142.913 MW de capacidade instalada de geração no sistema elétrico. Em comparação com o mesmo mês em 2015, houve um acréscimo de 6.958 MW, sendo 2.629 MW de geração de fonte hidráulica, de 1.501 MW de fontes térmicas, 2.820 MW de fonte eólica e 8 MW de fonte solar. As informações são do Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro, elaborado pelo Ministério de Minas e Energia.

No mesmo período entraram em operação comercial 1.077,43 MW de capacidade instalada de geração, 15,0 km de linhas de transmissão e 1.000 MVA de transformação na Rede Básica. Em 2016 a expansão do sistema totalizou até abril 2.758,96 MW de capacidade instalada de geração, 507,1 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 5.190 MVA de transformação na Rede Básica.

Com relação à produção de energia, no mês de fevereiro a geração hidráulica correspondeu a 78,7% do total gerado no país, 2,2 p.p. superior ao verificado no mês anterior, e a participação da produção eólica na matriz de produção de energia elétrica do Brasil aumentou 1,1 p.p. A participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em termos globais, reduziu 3,3 p.p. entre janeiro e fevereiro de 2016, com destaque para as variações de -2,0 p.p. de geração a gás e -1,0 p.p. de geração a petróleo.

No mês de março, o consumo de energia elétrica atingiu 51.973 GWh, considerando autoprodução e acrescido das perdas, valor 3,9% superior ao verificado no mesmo mês do ano anterior. Além disso, foi verificada a expansão anual de 2,5% no número de unidades consumidoras residenciais.

Fonte: Da Agência CanalEnergia, Operação e Manutenção

Bandeira tarifária de junho será verde

A Agência Nacional de Energia Elétrica decidiu usar o superávit de R$ 3,6 bilhões da conta das bandeiras tarifárias para estabelecer a bandeira verde para o mês de junho. Segundo a Aneel, o saldo positivo está alocado nas distribuidoras e será suficiente para cobrir os custos com a aquisição de energia no próximo mês. Com a decisão, o consumidor não terá de pagar um valor adicional na tarifa de energia.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico informou que para a definição da bandeira de junho o maior Custo Variável Unitário de usina despachada fora da ordem de mérito é o da termelétrica Celso Furtado, de R$ 259,43/MWh. Esse valor está dentro do limite de custo da bandeira amarela, que significaria custo extra de R$ 1,50 a cada 100 kW consumidos.

A UTE será despachada, no entanto, apenas na primeira semana operativa do mês, já que o despacho passará a ser feito apenas por ordem de mérito de custo. Com o desligamento de um conjunto de termelétricas mais caras a partir de março, desde abril tem sido aplicada a bandeira verde.

Implantado a partir de janeiro de 2015, o mecanismo de bandeiras tarifárias sinaliza mensalmente na conta do consumidor o custo mensal de produção de energia. Quando as condições são menos favoráveis e esse custo é maior, aciona-se as bandeiras vermelha (R$ 4,50 no patamar mais alto a cada 100 kW consumidos) ou amarela ( R$ 1,50 a cada 100 kW). A bandeira verde indica que nenhum valor adicional será cobrado na fatura naquele período.

Fonte: Sueli Montenegro, da Agência CanalEnergia, de Brasília, Consumidor