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Leilão A-4 movimenta R$ 6,7 bi. Preços reforçam tendência de queda de custos

O leilão de energia promovido pelo governo nesta quarta-feira (04) mostrou mais uma vez o apetite dos investidores neste setor no Brasil. O montante movimentado no certame atingiu aproximadamente R$ 6,7 bilhões.

O 27º Leilão de Energia Nova A-4 – que negociará o insumo a ser fornecido daqui a quatro anos – foi operacionalizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), por meio de sistema eletrônico.

O certame fechou a contratação de 1 gigawatt em novas usinas de geração, após cerca de duas horas e meia de acirrada disputa entre investidores, o que levou o preço médio final de compra da produção futura dos empreendimentos a um patamar 59% inferior aos valores máximos propostos para o certame.

Os projetos, que precisarão entrar em operação até janeiro de 2022, deverão receber investimentos de cerca de R$ 5,3 bilhões, segundo a CCEE.

As distribuidoras de energia contrataram ontem pouco mais de 1 gigawatt (GW) de potência de projetos de fontes renováveis a preços consideravelmente baixos, graças a grande oferta e aos projetos que ficaram represados entre 2015 e 2017. Enquanto o preço médio da fonte eólica, de R$ 67,70 por megawatt-hora (MWh), não deve ser considerado uma nova referência para o setor, especialistas e investidores ouvidos pelo Valor apontam que o preço médio da energia solar, de R$ 118,07/MWh, indica um novo patamar para os projetos desta fonte, podendo causar preocupações no futuro.

O leilão A-4, com entrega dos projetos em 2022, contratou 356,19 megawatts (MW) médios de garantia física – que é a energia assegurada realmente vendida -, ou 1,024 GW de potência. A fonte solar foi o grande destaque do certame, ao vender 806 MW de potência. O preço médio de R$ 118,07/MWh representou desconto de 62,16% ante o máximo de R$ 312/MWh estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

“O patamar de preços obtido contribuirá de forma determinante para segurar a alta das tarifas e trazê-las novamente ao patamar razoável”, disse Luiz Barroso, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), ao Valor. “Compramos [energia] eólica e solar a preços nunca antes visto neste país e dentre os melhores preços obtidos no mundo”, completou.

A francesa EDF Energies Nouvelles (EDF EN) foi a única vencedora da fonte eólica, ao contratar 114,4 MW por meio de um projeto na Bahia, desenvolvido pela Casa dos Ventos. O preço recorde da energia, de R$ 67,70, teve deságio de 73,49% em relação ao máximo de R$ 255/MWh.

Segundo Lucas Araripe, desenvolvedor de novos negócios da Casa dos Ventos, a companhia chegou a cadastrar outros projetos com outros parceiros, mas não obteve sucesso no certame.

Para viabilizar o projeto nesse patamar de preços, a EDF pretende investir R$ 500 milhões, abaixo dos R$ 630 milhões estimados pela Aneel. Ao Valor, o diretor-geral da companhia no Brasil, Paulo Abranches, explicou que o preço ofertado foi resultado de uma combinação de fatores, entre eles a possibilidade de negociar energia do empreendimento no mercado livre e a oportunidade de contratar turbinas eólicas por um preço mais atrativo.

No mercado, a informação era de que o fornecedor das turbinas dos quatro parques é a Vestas. Nenhuma das duas companhias confirmam a informação.

A EDF vendeu 33,4 MW médios da garantia física de 57,7 MW médios do projeto. Isso significa que o restante poderá ser vendido no mercado livre de energia, a um preço mais atrativo.

A Aneel vai acompanhar de perto a construção dos projetos licitados para garantir que não haja atrasos.

Com o resultado de ontem, o portfólio da empresa no país cresce para cerca de 700 megawatts (MW) instalados, dos quais 400 MW de energia solar e 300 MW de eólicas. “O Brasil é um país estratégico para a EDF EN. Temos muito interesse no Brasil, em particular em energia renováveis, tanto eólica quanto solar”, afirmou o executivo.

“É importante que esse preço não vire uma referência para os próximos leilões, foi um caso específico”, disse Thais Prandini, diretora executiva da consultora Thymos Energia. Segundo ela, o caso da energia solar é outro. “A tendência é de queda mesmo, no mundo todo e no Brasil”, disse.

A maior vencedora nesse segmento foi a Canadian Solar, que vendeu 289 MW em projetos localizados em Minas Gerais e no Ceará. A Steelcons, pouco conhecida no setor, contratou 270 MW de potência. A empresa prevê investir R$ 900 milhões no projeto, localizado no Ceará, total inferior ao estimado pela Aneel, de R$ 1,2 bilhão. A comercializadora Kroma vendeu 66,9 MW em projetos em Pernambuco. A espanhola Elecnor vendeu outros 185 MW em projetos no Piauí.

Em entrevista coletiva concedida depois do certame, integrantes do governo demonstraram otimismo com o resultado. Segundo o diretor da Aneel Tiago Correia, o sucesso do leilão, apesar de toda a turbulência política enfrentada no país nesta semana, demonstra um “grande voto de confiança” no modelo do setor elétrico. Segundo ele, o certame não foi afetado pela agitação em torno da votação do pedido de habeas corpus do ex-presidente Lula no Supremo Tribunal Federal (STF). “O leilão, curiosamente, mostrou que há uma resiliência grande no setor elétrico”, afirmou.

Segundo Correia, a Aneel vai acompanhar de perto o desenvolvimento dos projetos licitados, a fim de garantir que sejam implementados sem atrasos.

O coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel), da UFRJ, Nivalde de Castro, defendeu os preços praticados e o modelo dos leilões. “Diferentemente do passado, quando havia a crítica das tarifas patrióticas [aceitas pelas estatais], hoje são empreendedores privados que sabem fazer contas e que não têm nenhuma motivação política para colocar seus recursos nos leilões”, disse.

“O interessante é que nenhum dos ganhadores é operador de unidades solares de longo prazo, todos desenvolvem e vendem os projetos”, disse Camila Ramos, diretora e fundadora da Clean Energy Latin America (Cela).

A Canadian Solar, que é sediada no Canadá mas comandada por executivos chineses, ainda não decidiu se vai manter os projetos ou vendê-los. A decisão deve ser tomada nos próximos quatro anos, quando os parques solares poderão ter as obras antecipadas, dependendo do desempenho dos preços de energia no mercado à vista.

Ao Valor, o diretor-geral da Canadian Solar na América do Sul, Hugo Albuquerque, apontou outro motivo de preocupação: o preço do silício, que compõe as placas solares, no mercado internacional. “Ninguém sabe como o mercado vai se comportar daqui quatro anos. Se houver outra alta de preços do silício como no ano passado, o leilão ficará comprometido.”

De acordo com Albuquerque, a Canadian Solar é a única empresa de grande porte que até hoje participou e saiu vencedora em todos os leilões de energia solar no país. “Não podíamos ficar de fora”, disse, lembrando que o compromisso da companhia com o Brasil é de longo prazo.

Fontes: Valor Econômico | Camila Maia e Rodrigo Polito

DCI

Leilão A-4 negocia 298,7 MW médios ao preço médio de R$ 124,75

Deságio médio do leilão ficou em 59,07% sendo que a eólica apresentou redução de 73,5% para quatro empreendimentos

Após uma disputa de pouco mais de duas horas, chegou ao fim o Leilão de Energia Nova A-4 que negociou um total de 298,7 MW médios de energia que viabilizou a adição de pouco mais de 1 GW em capacidade instalada. O preço médio de venda ficou em R$ 124,75 por MWh. Esse valor corresponde a um deságio médio de 59,07%. Os preços para as fontes eólica e solar foram os mais baixos registrados no país desde a entrada das fontes nos leilões, com R$ 67,60 e R$ 118,07, respectivamente.

O certame realizado na sede da CCEE, em São Paulo, foi marcado pela rápida queda dos preços dos produtos negociados logo em seu início. O maior desconto ficou com a fonte eólica que passou de R$ 255 para R$ 67,60, redução de 73,5%, depois veio a solar que passou de R$ 312 pra R$ 118,07, queda de 62,16%, em terceiro a biomassa de R$ 329 para R$ 198,94, redução de 39,53% e o menor deságio entre os quatro produtos ficou com a fonte hídrica com desconto de 31,92% sobre o preço teto de R$ 291.

Aliás, a fonte hídrica teve 4 novas usinas com 41,7 MW em capacidade instalada em 19,7 MW médios. A fonte a biomassa adicionou duas novas usinas com 61,8 MW de capacidade e 17,1 MW médios. A fonte eólica teve quatro parques com 114,4 MW de capacidade nova e 33,4 MW médios. A maior vendedora, a solar, viabilizou 29 usinas com 806,66 MW em nova capacidade e 228,5 MW médios.

O volume de energia negociado corresponde a um giro financeiro de R$ 6,748 bilhões. A garantia física contratada ficou em 356,19 MW médios.

No total, 17 distribuidoras compraram energia. Dessas, as maiores compradoras foram a Coelba (BA) com 8,8 milhões de MWh, a Enel Distribuição Goiás com 5,8 milhões de MWh e a Elektro (SP/MS) com 5,7 milhões de MWh.

“Estamos satisfeitos com o resultado”, disse o diretor da agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Tiago de Barros Correia, durante coletiva de imprensa para comentar os resultados do certame, destacando o fato de que foi possível fechar a contratação de toda a demanda indicada pelas distribuidoras com um “desconto expressivo”. A declaração foi ratificada pelo secretário Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Eduardo Azevedo.  Eles salientaram que os preços acertados são competitivos e expressivos no mercado internacional, considerando valores da ordem de US$ 20/MWh a US$ 35/MWh.

Os executivos minimizaram um potencial impacto do cenário político tenso no certame, lembrando que o processo preparatório dos empreendedores para o leilão inicia-se com cinco a seis meses de antecedência, a partir de quando também são feitas as contas projetando os lances possíveis, enquanto a energia comercializada deve ser entregue daqui a quatro anos. Portanto, o cenário precisa considerar mudanças de governo e no cenário macroeconômico.

Ainda assim, para ele, a realização bem sucedida do leilão, no dia em que todos os olhos estão voltados para uma decisão do Supremo Tribunal Federal (STF) envolvendo a possível prisão do ex-presidente Lula, “mostra uma resiliência grande do setor elétrico”. “O setor aprendeu a confiar em instituições perenes”, disse, citando as entidades ligadas ao Ministério de Minas e Energia, incluindo a própria Aneel, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a CCEE, interfaces relacionadas à realização do leilão e posterior acompanhamento dos projetos.

 

Fontes: Canal Energia | Estadão

Leilão A-4 deve ter baixa demanda e grande deságio, dizem especialistas

O governo realiza amanhã um leilão de energia do tipo A-4, que contratará projetos novos de geração com início do fornecimento em 2022. Enquanto há mais de 47 gigawatts (GW) em projetos cadastrados para a disputa, a demanda das distribuidoras deve ser novamente baixa, achatando os preços, como aconteceu no certame realizado em dezembro.

Segundo especialistas ouvidos pelo Valor, os preços máximos determinados para as fontes estão adequados, mas deve haver um deságio significativo devido à oferta desproporcionalmente grande em relação à demanda.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) cadastrou 48.713 megawatts (MW) de potência para o leilão. A fonte eólica lidera com 26,2 mil MWs e 931 projetos, seguida pela fonte solar fotovoltaica, que teve 20 mil MW cadastrados por 620 empreendimentos.

O número é parecido com o resumo dos cadastrados para o A-4 de dezembro do ano passado, que contou com 47,9 mil MW. O certame, no entanto, contratou apenas 228,7 megawatts (MW) médios e 674,5 MW de potência, muito aquém do desejado pelas indústrias de geração das fontes renováveis. A competição intensa achatou os preços, e os projetos saíram com deságios de mais de 50% em relação aos preços máximos determinados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

“A tendência novamente é que os preços fiquem baixos pelo fato de termos uma oferta muito alta. O problema é que começam a aparecer preços que se descolam da realidade, não refletem a realidade da indústria”, disse uma fonte do setor de energia eólica, que prevê contratação de 300 MW médios no leilão.

Para a diretora executiva da consultoria Thymos Energia, Thais Prandini, o leilão deve contratar de 500 MW médios a 700 MW médios. “Nossa expectativa é que tenhamos contratação importante de solar, e, talvez um pouco menor da fonte eólica”, disse.

“O setor fotovoltaico deverá ser bastante agressivo na apresentação de preços”, disse Rodrigo Sauaia, presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Além da competição, ele citou que as fontes devem disputar a margem de escoamento da energia gerada, devido às limitações de transmissão no Nordeste. “Quando as fontes competem entre si, o preço é um fator de desempate”, explicou.

Embora as perspectivas para o leilão apontem uma contratação baixa, a disputa ainda é vista como boa oportunidade para liberar parte dos projetos de fontes renováveis no Nordeste que estão “represados” devido ao baixo volume de contratação dos últimos anos.

“Isso tem começado a impactar a economia local [do Nordeste]. Até um ano atrás não estávamos sentido esse impacto. Mas agora já começa a acontecer. Se tivermos contratações fracas no A-4 e no A-6, começaremos a ter um risco de desaceleração nessas regiões, com desmobilização de pessoal, etc. Mas Acho que esses leilões devem contratar bem. Estou com um otimismo morno”, afirmou o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates.

A EPE também cadastrou projetos de termelétricas a biomassa para o leilão, além de hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e centrais geradoras hidrelétricas (CGHs). Segundo Thais, da Thymos, essas fontes devem ter uma participação secundária no leilão.

Segundo o presidente do conselho de administração da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), o leilão A-6 acaba sendo uma opção melhor para as fontes hídricas que o A-4, porque dá ao investidor um tempo maior para construir a usina.

Fonte: Camila Maia e Rodrigo Polito | Valor Econômico

Ceará concentra maior capacidade do País

O mercado de energias renováveis, atualmente, representa 47,3% da matriz energética brasileira. De acordo com a engenheira de energias, Ana Paula Silva, combinado o potencial ao uso racional e eficiente de energia, metade da demanda energética mundial poderá ser suprida em 2050, além da redução dos emissores globais de gases de efeito estufa do setor energético em até 50%. Em termos de recurso de energia eólica, o Ceará é um dos melhores do País, concentrando maior capacidade de geração na serra e litoral. O assunto foi discutido na última reunião do Pacto de Cooperação da Agropecuária Cearense (Agropacto).

Como exemplo de aproveitamento do potencial energético no Estado, Ana Paula citou, como exemplo, a instalação de uma bateria de energia solar numa fazenda de porte médio, onde a tarifa rural de energia elétrica é de R$ 0,35 por quilowatt-hora (kWh), sendo que, quando se investe em energia solar, a média é de R$ 0,13/kWh. “Normalmente o agricultor tem duas contas de energia: o do irrigante e o de energia fotovoltaica. A taxa de retorno para investidores na área rural é de oito anos, e para a área urbana e de cerca de quatro anos. A vantagem real maior é para quem utiliza a energia para irrigação, em torno de 99% de economia”, explica a especialista.

Segundo Ana Paula, a maioria dos empreendimentos agrícolas de pequeno porte fica na microgeração, podendo assim ser feito um investimento de forma mais simplificada através da energia solar financiado por programas como o Pronaf (Programa Nacional de Fortalecimento da Agricultura Familiar) e FNE (Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste).

Potencial
O potencial eólico do Brasil, destaca a especialista, é superior a 500 GW e, atualmente, existem 12 GW instalados. Ela apontou que a energia renovável pode ser utilizada em diversos ciclos, a depender da necessidade e do nível de atividade do produtor. No caso da eólica, na visão da especialista, “apesar de ser ofertada em abundância no Ceará, ainda é uma opção que não oferece muita vantagem ao produtor rural, porque ele não se encaixa na classificação de mini e micro geração de energia pela Agência Reguladora de Energia (Aneel) – e, por isso, deve levar em consideração diversas formas de geração de energia acompanhado de um estudo de viabilidade econômica”.

Outras formas de geração de energia renovável foram mencionadas, como a solar, térmica e fotovoltaica e a energia de biomassa – que são mais atrativas para o agronegócio. Destas, a solar fotovoltaica é a mais viável para micro geração (até 75 kW) e mini geração (de 75 kW até 5 MW), a partir desse limite a energia só pode ser negociada nos leilões.

Incentivos
A gestora de agronegócio do Banco do Nordeste (BNB), Geânia Gomes – presente à reunião – disse que o FNE Sol e o FNE Verde, financiam até 100% do investimento em energia solar. Além disso, ela destacou que as taxas de juros para investimento pelo FNE, “são bastante convidativas”. Por sua vez, o gestor de Agronegócio Banco do Brasil, Antônio Gomes, informou, também, que a energia eólica é, hoje, uma política de desenvolvimento de Governo, e que o banco tem linhas de crédito especiais para os produtores rurais.

O presidente da Federação da Agricultura e Pecuária do Ceará (Faec), Flávio Saboya, destacou que a entidade – em parceria com o Sindicato dos Produtores de Ibaretama e o BNB – instalou uma unidade demonstrativa com captação de água à base de energia solar, utilizando água de um poço profundo na Fazenda Triunfo, onde a CNA e a Embrapa estão desenvolvendo duas frentes de pesquisa: o Projeto Biomas Caatinga e o Projeto de Forrageiras do Semiárido. Ele anunciou que, em breve, a Faec promoverá um dia de campo para mostrar essa tecnologia e os dois projetos em execução.

Recursos naturais são abundantes, mas pouco usados no Estado

O italiano Daniel Gallarati, da empresa Sunpa.Sa, que trabalha com energia renovável há oito anos no Ceará, disse que o Brasil tem biomassa de sobra mas utiliza muito pouco, “porque falta projeto de concretização entre agricultor, engenharia e o Governo do Estado, aplicando uma legislação ambiental adequada, abrindo, dessa forma, o mercado e atraindo novos projetos de energias sustentáveis”. No caso da energia eólica, o grande problema, segundo ele, é o custo de importação, ou seja, o imposto em cima dos produtos, já que são fabricados hoje somente na Europa. “Uma solução seria baixar os custos e os bancos agilizarem a aprovação dos projetos, com juros adequados, disse o empresário italiano”, pondera Gallarati.

“Na Itália já instalamos 340 MW. Aqui no Brasil, instalamos 23 MW de energia solar somente para o Grupo Pague Menos; a Jandaia/Sucos do Brasil já utiliza 750 MW. A cidade de Martinópole capta energia solar para um clube social, e, em Sobral, uma fábrica de gelo”, informa Daniel. Segundo ele, o Brasil tem um grande potencial de resíduos sólidos com fins energéticos, que ainda não estão sendo explorados, principalmente na parte orgânica para produção de energia ou fertilizante para a agricultura. “O grande gargalo é a educação do cidadão que precisa ser informado e as cidades que precisam se preparar para receber o produto reciclado”, asseverou.

Para o presidente do Sindicato Rural de Moraújo, Elder Aguiar, as tecnologias que o homem do campo desenvolve, hoje, ainda são muito atrasadas. “Essa palestra sobre energias renováveis representa uma tecnologia que alavancaria, bastante, nossa atividade. Pensando nisso, idealizamos o programa “Doutores do Sertão”, que visa exatamente levar novas tecnologias ao campo através dos estudantes dos Institutos Federais de Educação”, observou Aguiar. Ele sugeriu que os bancos fizessem a renúncia fiscal, apoiando essa proposta, alavancando essas tecnologias no meio rural. “Essas tecnologias também poderiam ser difundidas pelo Senar, que tem uma missão de ensinar fazendo, e os bancos teriam mais condições – inclusive de fiscalizar a atuação”, finalizou o dirigente.

Fonte: O Estado

Aneel aprova edital para primeiro leilão de energia de 2018

Marcado para 4 de abril, leilão terá valor máximo de R$ 329 por MWh. Grupos vencedores começarão a entregar a energia às distribuidoras em 1º de janeiro de 2022.

Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (27) o edital do primeiro leilão de energia elétrica de 2018, que será realizado no dia 4 de abril.

No leilão, será ofertada para as distribuidoras energia gerada por fontes hidrelétricas, eólicas e solar, além de termelétrica movida a biomassa.

A energia é contratada pelas distribuidoras de energia, de acordo com a necessidade que cada uma para atender o seu mercado consumidor.

De acordo com a agência, o preço máximo da energia variará de R$ 169,17 a R$ 329 por megawatts-hora (MWh), dependendo do tipo de geração. Ganha o leilão a usina que aceitar receber o menor valor pela energia elétrica que vai fornecer.

O prazo de concessão para as usinas hidrelétricas será de 30 anos. Para as outras usinas, de 20 anos. O início da oferta de energia é em 1º de janeiro de 2022.

Fonte: Laís Liz | Portal G1

MME altera diretrizes para realização do Leilão de Energia Nova, “A-6” de 2018

Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL delibera quanto à aprovação do Edital do Leilão de Energia Nova “A-4”, de 2018

O Ministério de Minas e Energia (MME) publica, no Diário Oficial da União (DOU) de hoje, a Portaria nº 63, que altera as diretrizes para realização, no segundo quadrimestre, do Leilão de Energia Nova “A-6” de 2018. Serão negociados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs), com início de suprimento em 01 de janeiro de 2024.

A pedido dos agentes de distribuição, foi postergado para 15 de março de 2018 o prazo para que sejam apresentadas as Declarações de Necessidade de Compra de Energia Elétrica para o Leilão de Energia Nova “A-6” de 2018. A definição das fontes a serem contratadas, prazos, produtos e demais condições de contorno se dará depois desta data, com a publicação de diretrizes complementares, propiciando um maior alinhamento no desenho do certame às necessidades energéticas do Sistema Interligado Nacional – SIN.

Leilões 2018

Com a publicação da Portaria MME nº 44, de 8 de fevereiro de 2018, e da Portaria MME nº 465, de 30 de novembro de 2017, fica estabelecida a realização de dois Leilões de Energia Nova em 2018, quais sejam: o Leilão de Energia Nova “A-4” de 2018, a ser realizado em 4 de abril de 2018, que conta com o interesse dos empreendedores que apresentaram, junto à Empresa de Pesquisa Energética – EPE, 1.672 projetos, somando 48,7 GW, em que a maior parte da oferta cadastrada é de empreendimentos eólicos, solar fotovoltaicos, hidrelétricos e termelétricos a biomassa, respectivamente; e o Leilão de Energia Nova “A-6” de 2018, a ser realizado no segundo quadrimestre. Nos termos do art. 19, § 1º-D, do Decreto nº 5.163, de 2004, o Ministério de Minas e Energia deverá publicar até 30 de março o cronograma dos leilões a serem realizados em 2018, que incluirá estes leilões de energia nova e aqueles destinados à recontratação da energia existente.

Nesta terça-feira, 27 de fevereiro, a Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL delibera quanto à aprovação do Edital do Leilão de Energia Nova “A-4”, de 2018, e seus anexos, divulgando os preços teto do certame, calculados pela EPE e aprovados pelo Ministério de Minas e Energia.

Fonte: Portal Setor Energético

Governo propõe liberar compra de terras por estrangeiros que queiram investir no setor elétrico

O Ministério de Minas e Energia (MME) propôs acabar com os limites para compra e arrendamento de terrenos rurais para estrangeiros que pretendam investir em projetos de energia elétrica no Brasil. O objetivo é aumentar a atração de capital externo para investimentos nessa área no país. A mudança está no projeto de novo marco regulatório do setor elétrico, tornado público nesta sexta-feira. O texto foi encaminhado à Presidência da República para, em seguida, ser submetido à análise do Congresso Nacional.

Atualmente, há barreiras para aquisição e arrendamento de imóveis rurais para estrangeiros que, segundo o MME, têm “reduzido os agentes que poderiam investir na expansão da oferta de energia elétrica, principalmente nas fontes alternativas”. Por isso, a proposta é extinguir essas restrições, desde que os imóveis sejam destinados à execução das atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

— Hoje o setor elétrico é aberto a um conjunto de empresas nacionais, mas com capital estrangeiro. Esses investidores, para fazer um investimento em um parque eólico ou em uma linha de transmissão, têm dificuldade na aquisição das terras. Para investimentos do setor energia, pela natureza deles, que são investimentos regulados, fiscalizados e que os ativos estão e produzem energia para o território nacional, não deveria haver esse tipo de restrição, porque ela diminui a competição. Isso prejudica os consumidores — explicou o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa.

O projeto não derruba toda a lei nº 5.709, de 1971, que rege a aquisição de imóveis rurais por estrangeiros, de forma que o Estado continuará exercendo o seu papel regulador na aquisição de imóveis rurais por empresas brasileiras controladas por estrangeiros, explicou o ministério.

Caso seja aprovada, a proposta deve facilitar a entrada de empresas controladas por estrangeiros no Brasil em áreas como geração de energia eólica e solar e de construção de linhas de transmissão de energia. As principais localidades em que esse investimentos estão sendo feitos hoje estão no Nordeste.

MERCADO LIVRE

As mudanças sobre a aquisição de imóveis por estrangeiros faz parte de uma ampla proposta de reformulação na legislação do setor elétrico, antecipadas pelo GLOBO. As principais mudanças são na forma como a energia é comercializada. A intenção é abrir, de forma lenta e gradual até 2026, o mercado livre, no qual consumidores podem adquirir energia diretamente dos geradores. Isso vai permitir que pequenos comércios passem a contratar energia diretamente dos geradores.

Dessa forma, o consumidor escolhe de quem vai contratar a energia, e dá direito a uma negociação de duração de contratos e de valores — o que deixa o preço da energia mais barato. Por outro lado, para compensar o potencial impacto para as distribuidoras dessa migração, a proposta traz uma classificação da migração de consumidores como hipótese de sobrecontratação involuntária das concessionárias (disponibilidade de energia em quantidade superior a necessidade). O texto aprimora a venda de excedentes pelas distribuidoras e permite a transferência bilateral entre as empresas.

— A reforma é o primeiro passo na linha de levar o setor elétrico à modernidade, com ganhos de eficiência e benefícios para o consumidor, dentro de um amplo diálogo com a sociedade. A consequência vai ser melhorar o ambiente e preparar o setor para novas tecnologias — disse o presidente da Empresa de Pesquisas Energética (EPE), Luiz Augusto Barroso, que participou das discussões.

O projeto também inclui uma proposta para resolver o impasse bilionário do risco hidrológico (quando as usinas hidrelétricas produzem energia abaixo do previsto em contrato).

INCENTIVO À ENERGIA LIMPA

O projeto mexe ainda com o modelo de formação de preços, a forma de indenização a transmissoras (por conta da renovação antecipada de contratos feita em 2013), além de outros detalhes técnicos com a intenção de dar mais segurança jurídica e permitir a ampliação de investi=mentos no setor.

— Essa proposta parte do reconhecimento que o ciclo do setor baseado em dinheiro de estatais e de financiamentos de bancos públicos, em repasse automático e compulsórios para consumidores, se esgotou. Agora é o novo ciclo, do investimento competitivo — disse Pedrosa, sobre a reforma do setor elétrico.

O governo também propõe a criação de um mercado de certificado de energia limpa. Tecnologias como da energia eólica, solar, biomassa e de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) terão um certificado. Esse “carimbo” vai garantir uma receita extra ao gerador, de maneira a bonificá-lo por produzir energia por meio de fontes limpas. Hoje, o incentivo é feito por meio de descontos da tarifa de transmissão, o que os técnicos do governo consideram pouco relacionado com os objetivos de reduzir emissões. A proposta só sera implementada, no enanto, após a conclusão de estudos pelo governo para escolher a melhor forma de executá-la.

Fonte: Manoel Ventura

 

Reforma do setor elétrico deve ser encaminhada ao Congresso em 2 semanas

 O governo está trabalhando nos últimos ajustes do texto da reforma do setor elétrico, que pretende encaminhar ao Congresso em até duas semanas. O Valor apurou que o Ministério de Minas e Energia (MME) prevê concluir e encaminhar o conteúdo à Casa Civil no fim desta semana. O texto pode ser apresentado em um projeto de lei (PL) proposto pelo Executivo, ou na forma de um substitutivo de um PL, de autoria do deputado Fabio Garcia (sem partido-MT), que já está tramitando na Câmara.

Neste momento, os técnicos do ministério trabalham no “ajuste fino” da proposta de mudança que vem sendo debatida desde o ano passado, quando o governo abriu a consulta pública para discutir o assunto. A iniciativa é considerada pelo ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, tão importante quanto a decisão de privatizar a Eletrobras. As duas medidas, que dependem da aprovação do Congresso, são encaradas como indispensáveis para o mercado acompanhar a evolução do setor.

“Não se trata de questão ideológica, mas de reconhecimento de que o modelo atual se esgotou, por ser fortemente baseado em pedidos de socorro ao governo, financiamento estatal e repasses de custos ao consumidor”, disse uma fonte do ministério.

O Valor apurou que o governo deve manter as linhas gerais da nota técnica preparada pelo ministério em julho de 2017, acatando parte das contribuições feitas pelo mercado no ano passado. O texto deverá conter uma proposta de solução para o risco hidrológico (medido pelo GSF, na sigla em inglês), uma antecipação da abertura parcial do mercado livre de energia e aperfeiçoamentos na liquidação do mercado à vista, além pontos como a aplicação de tarifas horárias e melhoria do sinal locacional e de preço de cada fonte de energia.

O plano do governo era encaminhar o texto da reforma ao Congresso após a apresentação do projeto de lei de privatização da Eletrobras, o que ocorreu na semana passada, e também depois da publicação da MP que trataria da repactuação do risco hidrológico. A MP 814 saiu no fim do ano passado, porém sem incluir uma proposta de acordo para acabar com a judicialização em torno do GSF.

Se, por um lado, a ausência da repactuação do risco hidrológico na MP preocupou o setor elétrico, devido ao valor em aberto de R$ 6 bilhões no mercado de curto prazo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), por outro lado o PL da reforma terá a oportunidade de equacionar esse problema, evitando novas perdas a partir deste ano.

“Nossa expectativa é que o PL inclua a solução para o GSF. Nos frustramos um pouco com a retirada da solução do GSF da MP 814”, afirmou o diretor de uma grande empresa privada de energia, em condição de anonimato. “É importante resolver o incêndio para fazer a reforma”, disse o executivo de outra empresa do setor, com relação ao impasse do GSF dos últimos anos.

“Temos uma expectativa grande de equacionamento de algumas questões pendentes que estão travando o setor elétrico. Um desses pontos é a questão do GSF, que deu origem a um travamento no mercado que chegou a um ponto em que se tornou insustentável. A cada mês, são bilhões e bilhões que deixam de ser liquidados na CCEE por força dessa indefinição”, disse o presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales.

Com relação à abertura do mercado livre, a equipe de energia do governo vem trabalhando em uma antecipação do prazo para a abertura gradual do mercado, no âmbito da reforma. A nota técnica previa a redução gradual do limite mínimo de carga para migração para o mercado livre, por patamares, dos atuais 3 megawatts (MW) para 75 quilowatts (kW) em 2028. A ideia é antecipar esse prazo para 2026. Também era prevista inicialmente a abertura até o patamar de 2 MW, em 2020. Esse limite deve recuar para 1 MW, no mesmo ano.

Já o mercado à vista de energia deve sofrer mudanças com a redução dos prazos das operações de compra e venda e a realização de liquidações com maior frequência. O governo avalia que também pode ser encurtado o prazo entre o pagamento e o consumo da energia negociada.

O governo também estuda incluir no texto da reforma um item que determina que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) desenvolva estudos sobre os efeitos de uma eventual abertura total do mercado, incluindo consumidores residenciais.

Segundo projeções da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia Elétrica (Abraceel), a abertura parcial do mercado livre até 2028 permitiria a migração de cerca de 24 mil empresas, com potencial de redução de custos de R$ 2 bilhões por ano, em relação à tarifa do mercado regulado, uma economia média de 15%.

“Muito mais importante do que a privatização da Eletrobras é a mudança do modelo comercial de energia elétrica”, disse o presidente da Abraceel, Reginaldo Medeiros. “A reforma do setor tem menos polêmica que a privatização da Eletrobras e traz mais benefícios”, afirmou.

Fonte: Valor Econômico | RODRIGO POLITO, CAMILA MAIA E RAFAEL BITENCOURT

Autor: RODRIGO POLITO, CAMILA MAIA E RAFAEL BITENCOURT

 

Brasil deve atrair gigantes globais com leilões para energia renovável em 2018

O Brasil deve atrair gigantes globais do mercado de energia em leilões para contratação de novos projetos de geração renovável previstos para este ano, em meio a projeções de que uma forte competição restringirá a participação de empresas locais e fundos de investimento, disseram especialistas à Reuters.

O país já agendou uma licitação para abril, que viabilizará usinas para iniciar a operação a partir de 2022, e ao menos mais um certame deve ser realizado no ano, para empreendimentos com entrega em 2024, este também aberto à termelétricas, disse o presidente da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso.

Para o leilão de abril, o chamado “A-4”, há um recorde de 48,7 gigawatts em projetos cadastrados por investidores, maior volume já registrado em certames voltados a fontes renováveis — o montante equivale a mais de três usinas do porte de Itaipu, maior geradora do mundo.

“O grande número de projetos cadastrados indica um mercado ainda muito atrativo para os investidores. Apesar de alguns percalços, o Brasil possui a confiança de desenvolvedores e investidores nacionais e internacionais”, disse Barroso, em respostas por e-mail.

Uma prova do apetite do mercado foi dada em dezembro passado, quando após dois anos sem licitações o governo brasileiro conseguiu contratar novas usinas solares e eólicas pelos menores preços já registrados no país, com deságios de cerca de 60 por cento ante os preços-teto definidos para a produção futura dos empreendimentos.

A diretora da consultoria Thymos Energia, Thais Prandini, avalia que esse novo cenário de preços deve continuar, o que favorece grandes elétricas europeias em detrimento de fundos e investidores locais.

“Tem um perfil de investidor que continua super animado, animadíssimo, querendo participar. E tem quem está começando a achar que os deságios estão muito grandes e não vale mais a pena, as margens diminuem”, disse.

Para o sócio da consultoria Thoreos, Rodrigo de Barros, os retornos ficaram mais baixos e próximos dos oferecidos para projetos de energia renovável em leilões recentes ao redor do mundo, mas com a diferença de que no Brasil os contratos são em reais, e não em dólar como em alguns outros países, o que representa um risco cambial para o empreendedor.

“Está bem mais difícil para os players locais… A gente não espera retornos muito bons. Ao preço que está, só quem tem acesso a capital lá fora, com juros muito baixos. Só essas gigantes”, afirmou ele, que citou como exemplos o grupo italiano Enel e a francesa Engie.

O especialista em energia da Deloitte, Luis Carlos Tsutomu, afirmou que essas grandes elétricas possuem projetos por todo o mundo e presença forte na América Latina, o que reduz o risco cambial.

“No somatório de todo portfólio, se você está em vários países, consegue diversificar e diluir esse risco. Mesmo grandes players globais se assustaram com o que aconteceu no final do ano passado. Aumentou muito o nível de competição”, disse.

As expectativas são de que os leilões brasileiros em um ano em que o país sai da maior recessão em décadas devem contratar mais que os 4,5 gigawatts de 2017– um volume que poucos mercados de energia no mundo movimentam anualmente.

RISCOS E RETORNO

O consultor da Deloitte ressaltou ainda que o governo precisa ficar atento à evolução dos empreendimentos contratados, uma vez que tarifas muito baixas acabam também por aumentar chances de alguns projetos não saírem do papel.

“É só ver o que aconteceu com projetos solares do leilão de 2014… Na hora em que venderam, fazia sentido. Depois, teve uma variação do câmbio e foi por água abaixo”, afirmou.

No caso citado pelo especialista, diversos empreendedores paralisaram projetos de energia após uma forte desvalorização do real em 2015 e 2016, em meio à instabilidade gerada por um processo que culminou no impeachment da então presidente Dilma Rousseff.

Na época, o governo acabou por promover um inédito leilão reverso, em que investidores pagaram um prêmio em troca de desistir sem multas de 25 projetos que não saíram do papel, incluindo usinas solares e eólicas.

Ainda assim, os consultores são unânimes em apontar que há apetite suficiente dos investidores para manter os preços baixos dos leilões do ano passado, embora já exista algum ceticismo no mercado devido aos baixos retornos.

Nesta quarta-feira, o UBS cortou o preço-alvo para as ações da geradora AES Tietê, que viabilizou um projeto solar no leilão A-4 de 2017.

“Não acreditamos que os projetos solares anunciados recentemente serão geradores de valor”, afirmaram os analistas do banco em relatório. Além da AES Tietê, da norte-americana AES, os leilões de 2017 tiveram como principais vencedores elétricas estrangeiras como a italiana Enel, a portuguesa EDP, a francesa Voltalia e a dinamarquesa European Energy, todas já com projetos anteriores no Brasil.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Geração solar deverá ter custo 50% menor até 2020, aponta Irena

Relatório divulgado na 8a. assembleia da associação reporta queda de preços das renováveis ao ponto de serem competitivas quando comparadas ao combustível fóssil

O custo de geração de energia eólica terrestre caiu cerca de um quarto desde 2010 e os custos de energia solar fotovoltaica caíram 73% nesse período, de acordo com a análise da Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA, na sigla em inglês). O relatório, divulgado nesta segunda-feira, 15 de janeiro, também destaca que os custos da energia solar deverão diminuir ainda mais, caindo pela metade até 2020.

Segundo estimativas da entidade, os melhores projetos de energia solar e eólica terrestre poderiam estar fornecendo eletricidade por um equivalente a 3 centavos de dólar por quilowatt-hora (kWh) no próximo dois anos, ou até menos. Essa perspectiva tem como base os recentes resultados de leilões, o que sugere a possibilidade de projetos futuros reduzindo significativamente as médias atuais. Os custos médios ponderados globais nos últimos 12 meses para a energia solar e a energia eólica terrestre estão em US$ 0,06 e US$ 0,10 centavos por kWh respectivamente.

O relatório destaca que a energia eólica terrestre agora é rotineiramente encomendada por US$ 0,04 por kWh. O atual espectro de custos para a geração de energia de combustíveis fósseis varia de US$ 0,05 e US$ 0,17 por kWh.

Na avaliação de Adnan Z. Amin, diretor geral da entidade, esta nova dinâmica sinaliza uma mudança significativa no paradigma energético. E ainda, que esses declínios de custos em todas as tecnologias são sem precedentes e representativos do grau em que as energias renováveis ​​estão revolucionando o sistema energético global.

O relatório, intitulado “Custos de geração de energia renovável em 2017” foi lançado no primeiro dia da 8ª Assembleia da Irena em Abu Dhabi. Há o destaque de que outras formas de geração de energia renovável, como os projetos de bioenergia, geotérmica e hidrelétrica nos últimos 12 meses, competiram nos custos com a energia gerada a partir de combustíveis fósseis.

As práticas competitivas de aquisição, juntamente com o surgimento de uma grande base de desenvolvedores experientes de projetos de médio a grande concorrentes para oportunidades de mercado global, são citados como novos fatores de redução de custos recentes, além de avanços tecnológicos contínuos.

O relatório também destaca que os resultados de leilões de energia indicam que os projetos de energia eólica offshore e energia solar concentrados no período entre 2020 e 2022 custarão na faixa de US$ 0,06 a US$ 0,10 por kWh, apoiando a implantação acelerada globalmente. A  Irena projeta ainda que todas as tecnologias de energia renovável competirão com os fósseis no preço até 2020.

 

Fonte: Canal Energia

 

2018: mais um ano de complexidade e desafio na operação

Com hidrologia ruim e Nordeste em situação grave, sistema aposta em fontes alternativas e térmicas para garantir abastecimento

Reservatórios baixos, forte expansão de fontes intermitentes, bandeira vermelha e Nordeste em dificuldade. Assim como nos últimos anos, a operação do sistema em 2018 não deverá ser fácil. Tudo indica que esses elementos poderão se repetir no ano que vem, bastando apenas definir qual será a intensidade. Embora menos severo que 2014 e 2015, o ano de 2017 termina com a hidrologia abaixo da média, o que lhe conferiu a classificação de complexo e desafiador.

Mesmo com o risco de desabastecimento afastado nas últimas reuniões do Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico, 2018 reserva emoções que podem deixá-lo mais tenso do que foi esse ano. De acordo com Patrícia Madeira, diretora do Climatempo, a previsão em fevereiro é que as chuvas fiquem abaixo da média nos principais reservatórios do Sudeste, o que pode interferir na hidrologia. Segundo ela, o mês é considerado importante para a tranquilidade do resto do ano. Em março volta a chover, mas a deficiência de fevereiro não será reposta. “A gente sai com a caixa d’água menos cheia do que poderia, se fosse um ano normal. Para reverter essa deficiência, precisaria de chuva muito acima da média e isso não vai acontecer no ano que vem”, avisa.

Segundo a diretora do Climatempo, o período úmido na região Norte deve ser melhor que o desse ano. Um reservatório que terá uma boa recuperação será o da UHE Serra da Mesa. Ainda assim, por ser muito grande, ele talvez não consiga voltar ao seu volume normal. O setor elétrico, ao lado do abastecimento de água e da agricultura vem sendo os mais afetados pelo desequilíbrio climático dos últimos anos.

O discurso da complexidade da operação adotado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico continua para 2018 e os próximos anos. Fatores como o aumento das fontes eólica, solar e da geração distribuída levam a esse cenário. O antídoto é o aprimoramento constante das ferramentas de previsão e a qualificação de pessoal. Essa complexidade fez com que o ONS buscasse compartilhar com países que já passaram por isso, a experiência para enfrentar essa fase. “Realizamos ao final do primeiro semestre um seminário de prospecção tecnológica, em que trouxemos gente de operadores internacionais para contarem a caminhada em um sistema de maior complexidade”, revela Luiz Eduardo Barata, diretor-geral do ONS.

Barata lembra que a busca em 2017 foi para que se operasse o sistema conforme a ordem de mérito, evitando quando fosse possível a geração fora da ordem. Essa medida trouxe previsibilidade para os agentes e fez com que eles conseguissem montar as suas estratégias de operação tendo a clareza dos custos. Outra medida adotada foi a transparência total nos dados da operação. Além da transmissão via internet da reunião do Programa Mensal da Operação, o site do ONS foi reformulado em agosto. Segundo Barata, agora é possível que a sociedade saiba como está a operação do sistema, quais são os níveis de geração de cada fonte e dos subsistemas. “Esse é um dos pontos altos, operar o sistema com transparência”, avisa o diretor.

João Mello, diretor da Thymos Energia, gostaria que no período de chuvas, as termelétricas fossem mantidas acionadas, para que os reservatórios fossem recuperados. Ele não acredita que isso vá acontecer, o que deve fazer com que no ano que vem se repita cenário similar ao desse ano, trazendo preocupação ao fim do período úmido. “Teria mais chance se tivesse geração térmica para preservar a água. Tem um risco de entrar em abril do ano que vem com um reservatório não tão alto, isso é muito ruim”, relata.

Ele acredita que as mudanças propostas pela Agência Nacional de Energia Elétrica para aplicação das bandeiras tarifárias farão com que a vermelha predomine durante 2018. O critério está sendo alterado para incluir perspectivas de armazenamento dos reservatórios, item que não era considerado. “Esse novo método da Aneel, se o reservatório continuar baixo, é bandeira vermelha 1 ou 2 o ano todo”, avisa. Em dezembro, foi fixada a bandeira vermelha com patamar 1, após dois meses no patamar 2. Já Barata, do ONS, acredita em bandeira amarela no verão mas concorda que a nova metodologia será mais severa.

Com o título de região mais castigada pela crise hídrica, o Nordeste brasileiro deve se preparar para mais um ano de dificuldade na operação. A bacia do rio São Francisco, que agrega uma série de usinas hidrelétricas, há 20 anos vê os níveis caírem, agravando-se desde 2013. O reservatório de Sobradinho, que atualmente está operando com volumes inferiores a 10%, tinha vazão de 1.300 m3/s em 2013. Hoje ela está em 550 m3/s. O calvário do rio deve continuar em 2018, uma vez que não há esperança de chuvas abundantes por lá no período. Apesar do viés de La Niña, o fenômeno climático não deverá se caracterizar em Sobradinho, segundo Patrícia Madeira, do Climatempo. “A gente vai passar por um verão com viés negativo, de La Niña, mas não é La Niña. Para que Sobradinho tenha alguma recuperação significativa, teria que chover muito acima da média, o que não vai acontecer”, avisa.

Reservatório_Sobradinho_JPGReservatório da UHE Sobradinho da Chesf: níveis cada vez mais baixos

De acordo com João Henrique de Araujo Franklin Neto, diretor de operação da Chesf, apesar do alto grau de incerteza, simulações apontam para um fim de período úmido em que o reservatório da UHE Sobradinho terminaria com volume de 35%. Esse volume, longe do ideal, ainda assim traria certa tranquilidade para o sistema. A operação na bacia do Velho Chico tem ainda o componente de que a água do rio também é usada para abastecimento e usos múltiplos.

Com poucas chuvas e usinas em baixa, a Chesf tem atuado mais para a segurança hídrica do que para o atendimento energético. Das seis turbinas de Sobradinho, duas operam, enquanto na UHE Xingó, que tem também tem seis, só uma está em operação. “Na hora que tem nível mais baixo e redução da saída, isso impacta em todas as demais usinas que ficam depois de Sobradinho”, explica Franklin Neto.

A garantia do suprimento energético da região deverá continuar com forte participação das eólicas em 2018. A fonte mais negociada nos leilões e que tem a maioria dos parques no Nordeste vem obtendo uma performance invejável, com os parques atingindo altos fatores de capacidade. Ano que vem, a expectativa é que os ventos do Nordeste continuem com o bom desempenho apresentado até aqui na maior parte do tempo.

Dados da Associação Brasileira de Energia Eólica mostram que a fonte já tem 12,5 GW de capacidade, com participação de 8% na matriz elétrica. Até setembro deste ano, a fonte eólica foi responsável por 7,02 GW med de uma geração total de 62,37 GW med. Ano que vem a capacidade deve chegar a 14,8 GW e em 2020 chega a 17,3 GW. O Nordeste tem mais de 300 parques eólicos.

E a tendência é que os reforços na geração continuem na área de renováveis. Sem UHEs de porte no radar dos próximos certames, eles devem contratar na maioria eólicas, seguidas em segundo plano pelas outras renováveis, como solar, biomassa e PCH. Mello, da Thymos, sugere que para além de 2018 a região Nordeste pense em energia de termelétrica para substituir a energia que vem sendo subtraída pela seca no São Francisco.

A previsão do ONS é que o Sudeste chegue ao fim do próximo período úmido com volume de 40%. A região terminou novembro de 2017 com a segunda pior marca da série histórica , de 18,7%, perdendo apenas para novembro de 2014, que ficou em 15,8%. Sem risco de abastecimento ao sistema no ano que vem, a estimativa é que os despacho térmico fique em torno de 8.000 MW ao mês, bem longe da capacidade total do parque térmico brasileiro.

Quem chega ano que vem para dar um alívio para o sistema é a energia da usina de Belo Monte, que além de ao longo do ano ter mais turbinas para operar, no verão deve ter geração de 4.000 MW, liberando energia da UHE Tucuruí, indo do Norte para o Nordeste. As usinas do Madeira também têm forte previsão de geração no período úmido. A entrada em operação do linhão de Belo Monte também vai reforçar a transmissão, colaborando com o abastecimento do sistema no período úmido. O novo bipolo tem mais de dois mil quilômetros e tecnologia em HVDC. “Nossa expectativa é que a gente comece o ano recompondo o reservatório da região Sudeste de modo que se termine o período em condições melhores que em 2017”, avisa Barata.

O diretor do ONS vê uma expansão das linhas de  transmissão mais tranquila nos próximos anos, sem os grandes atrasos que assolaram o setor nos últimos anos e atrapalharam a entrada em operação de muitas usinas. As mudanças nos leilões de LTs que foram feitas nos últimos dois anos melhoraram muito as condições em termos financeiros, de prazos e na gestão do componente aspecto ambiental. “A transmissão está dando a volta por cima, vai dar tranquilidade”, comenta.

Na transmissão de energia também está uma das preocupações da Chesf para 2018. Como o atendimento na região também vem sendo feito através de transferências de energias de outras regiões, o fluxo na transmissão vem sendo intenso. Somado a isso, a seca levanta a chance de ocorrências de queimadas, o que poderia causar desligamentos inesperados. “O monitoramento por causa das linhas é uma preocupação, por causa dos incêndios”, conta João Franklin Neto.

A operação do sistema também deve contar em 2018 com mais megawatts solares. A fonte, que em 2017 completou cerca de 1 GW em operação, deve pôr em operação mais parques no próximo ano. Apesar de ser uma fonte intermitente com um volume ainda não tão grande no sistema, a energia dos parques solares vem obtendo uma performance operativa dentro da esperada. Ela atinge o ápice rapidamente pela manhã e vai bem durante o dia, saindo de cena quando o sol se põe. “Estamos satisfeitos com o comportamento. Ela está ajudando o operador, diminui a incerteza para nós”, explica Barata.

Terminando 2017 com um despacho próximo a 55% da capacidade do complexo de Parnaíba e da usina de Itaqui, a Eneva acredita no mesmo retrato para o ano que vem. Para Lino Cançado, diretor de Exploração e Produção da empresa, no Norte haverá um despacho sazonalizado com o aproveitamento máximo da geração hidrelétrica de fevereiro a maio e uma forte geração térmica na época seca, para deixar o sistema mais confiável e regularizar os reservatórios.

Já no Nordeste, onde ela tem a UTE Pecém II, o executivo acredita em um despacho mais elevado e constante, pela má situação hidrológica do subsistema. “Com o atual nível de reservas da companhia, que permitem a operação do complexo do Parnaíba durante anos, mais a entrada em operação de dois novos campos de gás no Maranhão, estamos confinantes em um futuro de oferta de energia segura para o país e de retornos para a Eneva”, promete Cançado.

Um tema que teoricamente estaria ligado ao aspecto comercial, mas que devido a sua gravidade acaba impactando na operação é o do GSF. Com o mercado judicializado e paralisado, se não for dada uma solução, em 2018 ele vai se agravar. Grande parte das térmicas dependem da liquidação de curto prazo e, de acordo com o diretor do ONS, há o risco de não haver o despacho por conta dessa paralisação do mercado. “Esse é um tema que passou 2017, se tornou complexo e afetou o funcionamento do sistema brasileiro”, alerta Barata, que já alertou o MME sobre a gravidade do caso. O governo promete para ainda este ano o envio de Medida Provisória ao Congresso Nacional com uma solução para o tema.

Estudo da Comerc Energia sinaliza para um aumento de 12% nas tarifas de energia em 2018. O GSF é o principal motivo para o aumento, junto com o aumento dos custos da geração. O estudo diz que o aumento pode ainda ser maior, dependendo do volume de chuvas de 2018. O ritmo econômico também pode influenciar nos custos com a geração, assim como a descotização das usinas hidrelétricas.

Fonte: PEDRO AURÉLIO TEIXEIRA, DA AGÊNCIA CANALENERGIA

Leilão A-6 surpreende com 3,8 GW contratados e R$ 13,9 bilhões em investimentos

O preço médio final do certame ficou em R$ 189,45/MWh, deságio de 38,7%, representando uma economia de R$ 68,4 bilhões para os consumidores de energia

O leilão A-6 terminou nesta quarta-feira, 20 de dezembro, com a contratação de energia de 63 novos empreendimentos de geração, representando 3.841 MW potência (2.930 MW médios), cujos investimentos estão estimados em R$ 13,9 bilhões.

A fonte eólica viabilizou 49 usinas, além de 6 PCHs, 6 biomassa e duas térmicas a gás. O preço médio final do leilão R$ 189,45/MWh, deságio médio de 38,7%, representando uma economia de R$ 68,4 bilhões para os consumidores de energia, considerando os prazos dos contratos. Não houve contratação de usinas térmicas a carvão.

A fonte também chamou a atenção pela forte queda de preço: o valor inicial, de R$ 276 por megawatt-hora, chegou a um patamar recorde de R$ 98,62. Biomassa terminou com deságio 34,10%, preço médio R$ 216,82/MWh. Gás natural apresentou deságio de 33,08%, a R$ 213,46/MWh. A fonte hídrica ficou cotada a R$ 219,20/MWh, deságio de 22%. Destaque para a térmica a gás Porto do Açu III, no Rio de Janeiro, com 1.672 MW de potência.

O leilão começou às 9h, teve 2h20 de duração, e foi operacionalizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em São Paulo.  Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 1.092 projetos, totalizando 53.424 MW de potência instalada.

Os contratos têm prazo de suprimento de 30 anos para empreendimentos hidrelétricos, 20 anos para eólicos e 25 anos para as térmicas.

Análise

“Em relação a fonte eólica, havia muitos projetos represados em decorrência da ausência de leilões entre 2015 e 2016. Isso ficou evidente pelo altíssimo número de megawatts habilitados inicialmente, gerando um deságio bastante acentuado e com alta competitividade. Conseguiram enfrentar esta circunstância as empresas maiores e que já tinham estruturas de gestão ou operação bem desenvolvidas no País”, comenta o Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates. “Vencedores foram empresas consolidadas, com projetos concentrados em regiões específicas (ganho de escala) ou expansões”, analisa Prates.

A Enel Green Power vendeu energia de 21 eólicas no Piauí. Força Eólica, Omega e Voltalia também estão entre os vencedores. Participaram como compradoras 25 distribuidoras, com destaque para Copel, Coeba, Cemig, Elektro e Energisa MT.

Ranking eólicas contratadas por estado (em megawatt)

1 – Piaui – 510.000
2 – Rio Grande do Norte – 299.525 (+64 pelo A-4)
3 – Paraíba – 149.200
4 – Bahia – 108.000
5 – Maranhão – 95.000
6 –  Pernambuco – 82.000

O Piauí obteve destaque no leilão garantindo injeção direta de mais de R$3 bilhões em investimentos no interior do Estado nos próximos 4 anos.  ” Em segundo lugar, o Rio Grande do Norte que, apesar das propaladas limitações de estrutura de transmissão, mostrou que os investidores que já se encontram aqui confiam que o governo local será capaz de trabalhar junto com a União para conseguir desbloquear este gargalo dentro dos próximos 5 anos”, destaca o presidente do CERNE. O RN ainda tem pelo menos 10 gigawatts (GW) de potencial imediato para os próximos leilões.

A Paraíba despontou no ranking onde a Força Eólica (Grupo Iberdrola) viabilizou boa quantidade de megawatt utilizando capacidade de conexão existente e potencial. “O resultado representa uma importante conquista para o estado que também passa a se consolidar no cenário eólico nacional e poderá se referir muito ao vizinho RN quanto a fornecedores e mão de obra capacitada”, finaliza Jean-Paul Prates.

A-4 e A-6

No primeiro certame desta semana, foram contratados 228,7 megawatts médios de garantia física, com investimentos de R$ 4,3 bilhões até 2021, data de entrega dos empreendimentos. A fonte solar predominou no primeiro certame, com 20 dos 25 projetos vencedores.

O mercado já esperava que este segundo leilão tivesse uma procura maior. Com o prazo de entrega mais longo das usinas – até 2023, a expectativa é que o consumo de energia no país já tenha se recuperado e haja mais demanda.

Fonte: CERNE Press com informações do Canal Energia e Folha de São Paulo

Consumo de energia no Brasil segue menor que em 2014 apesar de recuperação, diz EPE

O consumo de energia elétrica, um importante indicador da atividade econômica, tem se recuperado no Brasil, mas a demanda ainda segue abaixo da registrada em 2014, quando o país ainda não havia entrado em crise econômica, disse a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em relatório nesta segunda-feira.

A economia brasileira saiu oficialmente da recessão em 2017, ao registrar crescimento após dois anos consecutivos de retração do Produto Interno Bruto (PIB), e os números de consumo de eletricidade também têm mostrado alta, principalmente a partir do segundo semestre.

Mas a retomada tem sido lenta, o que é associado pela EPE tanto à situação econômica quanto a aumentos das tarifas para os consumidores.

“O consumo nacional de energia elétrica ainda se mantém abaixo dos níveis observados em 2014, a despeito da recuperação observada nos últimos meses”, apontou a estatal, que ressaltou sucessivas quedas do consumo industrial “influenciadas pelo cenário econômico desfavorável”, enquanto comércio e residências tiveram avanços menores que em anos anteriores.

No caso dos clientes residenciais, a EPE afirma que houve “efeitos do choque tarifário de 2015 (reajustes extraordinários combinados a ajustes anuais mais elevados)”.

De acordo com a EPE, o consumo acumulado até outubro deste ano é de 462.351 gigawatts-hora, ante 460.078 GWh em 2016, contra 464.085 GWh em 2015 e 474.823 GWh em 2014.

No relatório, a EPE apontou que tem havido crescimento do consumo em 2017 nos setores industrial e residencial, enquanto há estabilidade no segmento comercial.

A indústria é responsável por cerca de 35 por cento do consumo, seguida pelas residências, que respondem por quase 30 por cento.

Segundo projeções do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a carga de energia elétrica do sistema interligado do Brasil tem crescido nos últimos meses e deve avançar 4,3 por cento em dezembro na comparação do mesmo mês do ano anterior.

A carga representa a soma de consumo e perdas na rede elétrica.

Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o consumo avançou 1 por cento em novembro ante mesmo mês de 2016.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Leilão de energia A-4 termina com deságios altos e contrata 228,7 MW médios

O leilão de energia A-4 realizado nesta segunda-feira (18) contratou 228,7 megawatts (MW) médios de energia, a um preço médio de R$ 144,51 por megawatt-hora (MWh). Além da baixa contratação, o certame foi marcado pelos elevados deságios, que superaram 50% no caso das fontes eólica e solar.

A fonte solar foi a grande vencedora, com a contratação de 172,6 MW médios, envolvendo investimento de R$ 3,8 bilhões, e uma potência de 790 megawatts-pico (MWp). O preço médio da fonte foi de R$ 145,68/MWh, deságio de 55,7% em relação ao máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 329/MWh.

A fonte eólica vendeu apenas dois projetos, ambos da empresa francesa Voltalia. Os dois empreendimentos situam-se no Rio Grande do Norte e garantem mais 64MW de potência, com investimentos estimados em R$ 355 milhões nos próximos 3 anos. O preço médio foi de R$ 108/MWh, deságio de 60,9%.

“O leilão de hoje contratou pouco, devido a várias limitações impostas pelo edital. Mas teve competição acirrada com deságios bem acentuados”, destacou o presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates.

Ele acrescenta que os resultados podem melhorar no próximo leilão, marcado para essa semana. ” Na quarta-feira (20), com a realização do leilão A-6,  deverão sair mais projetos eólicos vitoriosos, pois muitas limitações do edital de hoje aparecem modificadas nas regras do A-6. Isso pode garantir boas perspectivas para Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba, Piauí, Bahia e Pernambuco”, analisa Prates.

O leilão também contratou duas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), de 9,5 WM médios de garantia física e 11,5 MW de potência. Os empreendimentos somam R$ 31,1 milhões em investimentos e tiveram preço médio de R$ 181,63/MWh, desconto de 35,36%.

Por fim, foi contratada uma termelétrica a biomassa, com preço de R$ 234,92/MWh, desconto de 28,6%. O projeto tem 8,6 MW médios de garantia física e 25 MW de potência, e envolve investimento de R$ 44,160 milhões.

No total, o certame envolveu 39,113 milhões de MWh e investimentos de R$ 4,286 bilhões.

 

Fonte: CERNE Press com informações do Valor Econômico

Leilão de transmissão da Aneel atrai 47 grupos interessados; veja resultados

O leilão para novos empreendimentos de transmissão de energia desta sexta-feira (15) recebeu a inscrição de 47 proponentes interessados, entre empresas e consórcios, informou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Os investimentos são estimados em R$ 8,7 bilhões.

O 1º lote teve 4 concorrentes e foi arrematado pelo consórcio liderado pela francesa Engie. O 2º lote foi disputado por 10 consórcios e arrematado pela Celeo Redes Brasil S.A. com uma proposta com deságio de 53,21%. O lote 3 teve disputa de 5 interessados e foi arrematado pelo grupo indiano Sterlite Power Grid Ventures Limited, com deságio de 35,72%. O 4º foi disputado por 10 consórcios e foi arrematado pela Neoenergia, com deságio de 46,62%.

Entenda o leilão

Pelas regras do leilão, vence cada um dos 11 lotes oferecidos o grupo que aceitar receber o menor valor pela construção e operação da linha e subestações. A remuneração máxima anual foi fixada pelo edital em R$ 1,534 bilhão, na soma de todos os lotes.

Ao todo estão sendo oferecidos 4.919 km de linhas de transmissão e 10.416 MVA em capacidade de subestações, que vão passar pelos estados do Paraná, Piauí, Ceará, Pará, Tocantins, Bahia, Minas Gerais, Paraíba, Rio Grande do Norte e Pernambuco. A previsão da Aneel é que as obras devem durar de 32 a 60 meses, dependendo do lote, e que devem gerar 17.869 empregos diretos.

Os leilões de linhas de transmissão ocorrem todos os anos e servem para aumentar a oferta de energia e também para fortalecer o sistema elétrico. A remuneração das empresas que vencerem os leilões será paga pelos consumidores na conta de luz.

Este é o segundo leilão de transmissão de 2017 e o último leilão do ano de projetos do Programa de Parceria de Investimentos (PPI) do governo Michel Temer.

“O leilão realizado hoje resultou em uma ótima competição e resultados para o Ceará. Os investimentos superiores a R$ 1,5 bilhões em obras previstas vão garantir melhoria da capacidade de escoamento de energia renovável, principalmente para a região Nordeste”, analisa o Diretor-Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates.

Confira os vencedores em cada um dos lotes:

LOTE 1: Paraná (1.146 km e 3.366 MVA)

Vencedor: Consórcio Engie Brasil Transmissão

  • Investimento previsto: R$ 2,017 bilhões
  • Remuneração máxima fixada pelo edital: R$ 355,407 milhões
  • Proposta: R$ 231,725 milhões
  • Deságio: 34,8%

LOTE 2: Piauí e Ceará (441 km e 4.200 MVA)

Vencedor: : Celeo Redes Brasil S.A

  • Investimento previsto: R$ 1,042 bilhão
  • Remuneração máxima: R$ 182,271 milhões
  • Proposta: R$ 85,271 milhões
  • Deságio: 53,21%

LOTE 3: Pará e Tocantins (1.831 km)

Vencedor: Sterlite Power Grid Ventures Limited

  • Investimento previsto: R$ 2,780 bilhões
  • Remuneração máxima: R$ 487,145 milhões
  • Proposta: R$ 313,1 milhões
  • Deságio: 35,72%

LOTE 4: Tocantins e Bahia

Vencedor: Neonergia S.A.

  • Investimento previsto: R$ 1,345 bilhão
  • Remuneração máxima: R$ 236,079 milhões
  • Proposta: R$ 126 milhões
  • Deságio: 46,62%

LOTE 5: Rio Grande do Norte (1.800 MVA)

Vencedor: Cesbe Participações S.A

  • Investimento previsto: R$ 193,820 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 31,332 milhões
  • Proposta: R$ 14,431 milhões
  • Deságio: 53,94%

LOTE 6: Paraíba e Ceará ( 345 km)

Vencedor: Neoenergia S.A.

  • Investimento previsto: R$ 584,048 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 103,410 milhões
  • Proposta: R$ 57,325milhões
  • Deságio: 44,56%

LOTE 7: Minas Gerais I

Vencedor: Construtora Quebec S.A.

  • Investimento previsto: R$ 276,963 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 49,888 milhões
  • Proposta: R$ 32,6 milhões
  • Deságio: 34,65%

LOTE 8: Minas Gerais II

Vencedor: Consórcio Linha Verde – Quebec Apiacás Engenharia (99%) e Construtora Quebec (1%)

  • Investimento previsto: R$ 283,574 milhões
  • Remuneração máximo: R$ 51,128 milhões
  • Proposta: R$ 32,978 milhões
  • Deságio: 35,5%

LOTE 9: Bahia

Vencedor: Een Energia e Participações

  • Investimento previsto: R$ 106,719 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 17,437 milhões
  • Proposta: R$ 9,090 milhões
  • Deságio: 47,86%

LOTE 10: Pernambuco I

Vencedor: Consórcio Br Energia/Enind Energia

  • Investimento previsto: R$ 71,724 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 12,141 milhões
  • Proposta: R$ 7,285 milhões
  • Deságio: 40,00%

LOTE 11: Pernambuco II

Vencedor: Montago Construtora

  • Investimento previsto: R$ 44,788 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 8,559 milhões
  • Proposta: R$ 4,030 milhões
  • Deságio: 52,91%

 

Fonte: CERNE Press com informações do Portal G1/Reuters

Enel investirá quase R$ 7 bilhões no Brasil entre 2018 e 2020

Empresa italiana já ocupa posição de destaque no país

A empresa italiana de energia Enel apresentou seu plano estratégico para o triênio 2018-2020, que prevê 1,8 bilhão de euros (R$ 6,85 bilhões, segundo a cotação atual) em investimentos no Brasil.

O grupo ocupa uma posição de destaque no mercado brasileiro, onde é líder no setor de energia eólica e possui diversas usinas solares, além de concessões de hidrelétricas. A última delas, a de Volta Grande (MG), foi conquistada no leilão promovido pelo governo de Michel Temer em setembro passado.

Apesar disso, a Enel deve reduzir seus investimentos na América do Sul em 26% entre 2018 e 2020. Segundo seu plano estratégico, 80% dos aportes da empresa no próximo triênio serão dedicados aos “mercados maduros”, contra 60% dos três anos precedentes, com uma “consequente redução do perfil de risco”.

Desse modo, a companhia aumentará seus investimentos na Itália em 23%, nas Américas do Norte e Central, em 40%, e na Península Ibérica, em 35%. Essa expansão será guiada pelo crescimento das fontes renováveis nessas regiões e pelas redes de energia.

Além disso, a Enel prevê vender 3,2 bilhões de euros em ativos entre 2018 e 2020, principalmente plantas termoelétricas – mais poluentes – e saindo de países “não-estratégicos”. Por outro lado, a empresa investirá 2,3 bilhões de euros na compra de participações minoritárias, com destaque para negócios na América do Sul.

O grupo italiano também enxerga “muitas oportunidades” no setor de fibra ótica no subcontinente.

Fonte: Época Negócios

Governo aprova Plano Decenal de Expansão de Energia 2026

O Ministério de Minas e Energia aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026, deixando a cargo da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético a coordenação e o aperfeiçoamento do projeto, segundo portaria publicada no Diário Oficial da União desta segunda-feira.

Com o plano, lançado em julho deste ano, o Brasil prevê uma expansão de cerca de 41 gigawatts na capacidade instalada de geração de energia até 2026, com predomínio das usinas eólicas e solares, que deverão responder por quase 19 gigawatts no período.

O plano, da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), aponta ainda que essa trajetória deverá demandar cerca de 174,5 bilhões de reais em investimentos no período.

Além disso, a perspectiva é que ao final do plano a participação das hidrelétricas, carro-chefe da geração no Brasil, caia para menos de 50 por cento da matriz elétrica, ante pouco mais de 60 por cento atualmente.

O prazo de consulta pública para o plano foi prorrogado várias vezes.

Detalhes sobre o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026 podem ser encontrados na página da EPE, aqui.

Fonte: Reuters

Eletrobras quer voltar a crescer em 2019 e pode investir em transmissão, diz presidente

A Eletrobras pretende voltar a investir na expansão das suas operações depois de 2019, após a conclusão da reestruturação interna, vendas de ativos e redução do endividamento, disse nesta terça-feira (28) Wilson Ferreira Júnior, presidente da companhia, em conversa com jornalistas depois de participar do Smart Grid Fórum, em São Paulo.

“Claramente, há um espaço muito grande ainda para investimentos em transmissão. Não vamos nesse próximo leilão, mas espero que possamos ver algo ano que vem em termos de investimento. E teremos o investimento, se tudo correr bem, na própria descotização”, disse ele.

Segundo o executivo, ao fim de 2018, a Eletrobras não terá mais projetos pendentes, com exceção da conclusão da obra da hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu (PA) e da usina de Angra 3. Todas as obras em atraso, inclusive aquelas da Chesf, serão concluídas, garantiu.

Depois disso, a Eletrobras terá oportunidades para voltar a pensar em expansão, com foco em transmissão, geração e comercialização de energia.

“Temos uma decisão estratégica de focar em geração e transmissão. O foco ainda é concluir os projetos que começamos, isso é importante porque elimina penalidades, começamos a gerar caixa”, disse Ferreira.

Segundo ele, há um esforço muito grande em tentar maximizar a geração que está entrando no sistema hoje, como a própria usina de Belo Monte.

Venda de ativos

O conselho de administração da Eletrobras vai se reunir no dia 15 de dezembro para avaliar novamente a modelagem elaborada pelo BTG Pactual e pelo escritório de advocacia Souza Cescon para a venda das 77 sociedades de propósito específico (SPEs) da companhia, disse Ferreira Junior.

O colegiado se reuniu na última sexta-feira (24) para discutir o assunto, mas foi pedido o prazo adicional para que avaliassem a proposta, disse o executivo. Isso porque será necessário também incorporar recomendações que foram feitas num decreto publicado pela presidência recentemente a respeito da operação de venda desses ativos.

“Definimos que vamos incorporar algumas recomendações lá colocadas no nosso programa de desinvestimentos”, disse Ferreira, sobre a reunião da sexta-feira passada. O colegiado pediu mais três semanas para avaliar como isso será feito.

Segundo Ferreira, o plano da companhia ainda é concluir as vendas desses ativos já no primeiro semestre de 2018. Os 77 ativos incluem ativos de transmissão e geração de energia eólica, que poderão ser agrupados em conjuntos maiores de projetos.

Dívida

Segundo Ferreira Júnior, o modelo proposto pelo BNDES para a privatização das seis distribuidoras de energia da Eletrobras trouxe uma possibilidade de incorporação de dívida pela holding maior do que a companhia esperava.

“Não tínhamos tempo suficiente para analisar uma absorção de dívida naquele montante”, disse Ferreira Junior, justificando a decisão do conselho de administração de adiar a decisão sobre a aprovação ou não do modelo proposto.

Anteriormente, a Eletrobras previa assumir R$ 11,2 bilhões em dívidas das distribuidoras na venda. No entanto, há a possibilidade de que a companhia absorva até R$ 19,7 bilhões em dívidas, devido às fiscalizações que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) está fazendo dos créditos e débitos que as distribuidoras têm junto aos fundos setoriais Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e Conta de Consumo de Combustíveis (CCC).

“Agora, teremos mais tempo para avaliar o processo e o volume de dívida proposto para que a gente incorpore, e outras questões pendentes do ponto de vista do crédito”, disse Ferreira.

Segundo ele, a Aneel está “fazendo o que pode” na fiscalização das empresas, sendo “bastante sensível” aos problemas enfrentado por elas.

Ele lembrou, por exemplo, que o regulador adiou o prazo para que a Amazonas Energia devolva quase R$ 3 bilhões à CCC, porque a companhia entrou com um recurso na Justiça. “A Aneel se reuniu, prorrogou por 90 dias o prazo e vai apreciar nosso recurso. Se ela aprecia e reconhece o mérito em segunda instância, isso [dívida] fica na companhia [Amazonas] e não precisa ir para a Eletrobras”, disse.

Fonte: Valor Econômico

Mudanças no setor elétrico serão enviadas ao Congresso

O governo vai enviar ao Congresso uma medida provisória (MP) e dois projetos de lei com mudanças no setor elétrico. A meta, segundo o secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, é concluí-los em dez dias. Os projetos de lei, que vão tramitar em regime de urgência, vão definir regras para a privatização da Eletrobrás e o novo marco regulatório do setor elétrico. A MP trará os termos de um acordo para acabar com a disputa bilionária em torno do risco hidrológico (aumento dos custos na geração em decorrência da seca).

O governo queria que tudo fosse tratado por medidas provisórias – que passam a vigorar imediatamente após publicadas -, mas a União teve de ceder aos apelos da Câmara e do Senado. Para o risco hidrológico, porém, houve acordo com o Legislativo. “Era para ser um projeto de lei, mas, pela urgência do tema, vai ser MP”, disse o ministro Fernando Coelho Filho.

A MP, que já está na Casa Civil, vai permitir que os geradores sejam compensados, de forma retroativa, por medidas adotadas pelo governo que não estavam relacionadas à seca nos últimos dez anos. A estimativa é que o conjunto de geradores tenha sido punido em R$ 16 bilhões, mas, considerando só as usinas que atuam no mercado livre, alvo da MP, o valor varia de R$ 4 bilhões a R$ 5 bilhões.

A principal compensação virá da correção de uma “pedalada” realizada no governo do ex-presidente Luiz Inácio Lula da Silva, que concedeu subsídios às usinas de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte. Para obter o menor preço possível no leilão dessas usinas e tentar reduzir as tarifas, o governo permitiu que elas pudessem vender mais energia do que produziam à custa de outras hidrelétricas.

A outra compensação prevista na MP será pelo deslocamento hidráulico, situação que ocorre quando o governo obriga usinas a produzirem menos do que poderiam, o que traz prejuízos para as usinas. A MP terá efeito retroativo e valerá a partir de 2013. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo. 

Reportagem: Anne Warth e Igor Gadelha

CERNE debate privatização da Eletrobrás em audiência no Senado

O diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates, foi Brasília a convite do Senado Federal para participar de debate na Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) sobre a privatização do Sistema Eletrobrás e suas consequências para o desenvolvimento regional.

Também participaram o conselheiro de Administração da Cemig, ex-Presidente da ANEEL, Nelson Hubner, a Secretária de Energia da Confederação Nacional dos Urbanitários, Fabíola Latino Antezana, e o Dr. Luiz Pinguelli Rosa, professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro e ex-presidente da Eletrobras.

Todos os representantes do setor elétrico nacional se declararam contrários à decisão do governo federal de privatizar o Sistema Eletrobrás, especialmente da forma e no momento propostos.

Prates destacou que a holding elétrica estatal tem papel estratégico nos rumos da eletricidade do país e salientou a importância da empresa e de suas subsidiárias (Eletronorte, CHESF, Furnas, Eletrosul, entre outras) para a gestão energética, segurança nacional e para o desenvolvimento regional: “é totalmente fora de propósito propor um processo tão complexo e demorado como este agora”, afirmou.

Segundo Prates, a privatização aventada pelo Ministério de Minas e Energia encontrará muitos entraves, não sem razão.
“Não estamos falando de uma geradora qualquer, mas de um complexo de geradoras que também administra os principais corpos de água doce de cada região brasileira. E também não estamos falando de uma rede de linhas de transmissão pura e simples, mas de quase a metade do gigantesco e sensível sistema de transmissão nacional. Em outras palavras, estamos falando do principal operador, implantador e mantenedor do sistema elétrico brasileiro que, além disso, tem em seu estatuto outras funções essenciais à gestão governamental da política energética nacional”, explicou.

A audiência pública da CDR do Senado Federal foi presidida pela Senadora Fatima Bezerra e pelo Senador Hélio José. Haverá continuidade de debates sobre este assunto em outras comissões do Senado e da Câmara.

Fonte: CERNE Brasil