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Incentivo tributário causa ineficiências no setor elétrico

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

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

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

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

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

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

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

A mordida da receita

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

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

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

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

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

Então o setor comemorou…

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: Canal Energia

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CERNE oferece capacitação em energia solar fotovoltaica

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

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

O Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN) apoia essa iniciativa. As inscrições podem ser feitas pela plataforma e-Labora, clique aqui. Outras informações podem ser obtidas no site www.cerne.org.br/cursos ou diretamente pelo telefone (84) 4009-1440 ou (84) 2010-0340.

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Cosern aplicou R$ 43,5 milhões no sistema elétrico do Seridó nos últimos 18 meses

A Cosern realizou um balanço dos investimentos feitos nos últimos 18 meses no Seridó (RN), localidade onde concessionária conta com aproximadamente 150 mil consumidores. Entre janeiro e junho de 2018, os recursos alocados em obras de expansão e manutenção do sistema elétrico na região movimentaram R$ 10,5 milhões, somando-se aos R$ 33 milhões aportados na cidade em 2017.

As informações foram repassadas à imprensa local pelo gerente da Cosern para o Seridó, José Gomes, e pelo novo Gestor da Cosern em Currais Novos, Marco Vinícius Guimarães, na chegada do caminhão do projeto Energia com Cidadania, que ficou no município entre 2ª e 6ª feira da semana passada, atendendo 1.180 clientes e efetuando a troca de 5.300 lâmpadas ineficientes por LED.

Entre os destaques do levantamento, estão a entrada em operação das subestações Currais Novos I (maio de 2017) e Jardim do Seridó (agosto de 2017). A subestação Currais Novos I foi construída com investimentos de R$ 6,8 milhões, e hoje beneficia 90 mil potiguares nos municípios de Currais Novos, São Vicente, Lagoa Nova, Cerro Corá, Bodó e Florânia. Já com recursos de aproximadamente R$ 10 milhões, a SE Jardim do Seridó ampliou a oferta de energia para 21 mil potiguares dos municípios de Jardim do Seridó, Ouro Branco, Acari e São José do Seridó.

Linhas de transmissão e obras estruturantes

Outro destaque dos investimentos da companhia no Seridó em 2017 e neste primeiro semestre do ano foi a construção de três linhas de transmissão. A primeira liga as subestações Currais Novos II, da Chesf, a Currais Novos I, da Cosern, e contou com investimento de R$ 200 mil. A segunda, orçada em R$ 5,8 milhões, liga Currais Novos I a Acari e a terceira, Acari e Jardim do Seridóm recebeu R$ 6 milhões em recursos. Com essas novas estruturas, hoje há três LTs entre Currais Novos e Acari e duas entre Acari e Caicó.

Com o reforço na infraestrutura, as interrupções no fornecimento de energia elétrica são cada vez mais raras e, quando ocorrem, o tempo de restabelecimento é minimizado. De acordo com os levantamentos pela distribuidora, houve uma redução de 51% na frequência das ocorrências no primeiro semestre de 2018, quando comparado com mesmo período do ano passado. Já o tempo de duração das interrupções reduziu 28% no mesmo período.

Ainda no primeiro semestre deste ano, a Cosern instalou no Seridó 1.300 novos postes e construiu 79,8 quilômetros de redes de média tensão. A concessionária também colocou em operação 21 novos equipamentos telecomandados, substituiu 15 quilômetros de redes de média tensão nuas por protegidas, e 25 quilômetros de redes de baixa tensão por multiplexadas, redes mais compactas e de convivência harmônica com as árvores, evitando podas, além de realizar 4 mil novas ligações de energia.

Entre os aportes futuros da empresa na região, merece destaque a construção da nova subestação de Caicó (Itans), planejada para entrar em operação até o final do 1º semestre de 2019.

Fonte: Canal Energia

eletrobras

Privatização do setor elétrico é inevitável, diz diretor do ONS

Presidente da Eletrobras voltou a defender a privatização da companhia

A transferência dos ativos de geração e transmissão estatal para o setor privado é um caminho inevitável na opinião do diretor de operações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Sinval Gama. “Eu não vejo como não acontecer o inevitável, que seria as empresas de geração e transmissão estatal passar para mão do setor privado”, disse o executivo nesta quinta-feira, 16 de agosto, durante evento em São Paulo promovido pela comercializadora Comerc Energia.
Para ele, não há outra alternativa para o setor elétrico do que transferir essas empresas para o setor privado, para que essas empresas se tornem mais eficientes e entreguem serviços com mais qualidade para a sociedade. “Estou completamente entendido que esgotou o papel do estado. Se não tiver, essas empresas serão extintas naturalmente”, disse Gama, que foi interventor na Cemar (MA), nas empresas do grupo Rede Energia e também geriu a Celg-D no processo de venda concessionária estatal goiana para o setor privado.
Também presente no evento, o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Jr, criticou as ineficiências das empresas estatais e voltou a defender a privatização da companhia. Disse que é preciso ter coragem para fazer esse enfrentamento e quem é contra a privatização da Eletrobras “é tudo menos para o bem da população e das instituições”.
LIMINAR
Ferreira disse que foi informado da liminar do Tribunal Regional do Trabalho do Rio de Janeiro que suspendeu o leilão das distribuidoras do Norte e Nordeste, marcado para 30 de agosto. Ele informou que o departamento jurídico da Eletrobras está cuidando do tema.
Fonte: Wagner Freire | Canal Energia
TAIBA, CE, BRASIL, 12/03/2013, NEGOCIOS: PARQUES E”LICOS DA SUZLON 
CREDITO - DIVULGA«√O, 14NE0152, 14/11/2016, NEGOCIOS, DIVULGACAO,

Geração eólica no Rio Grande do Norte atinge 1.110,3 MW médios no primeiro semestre

A análise da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) indica que, por estado, o Rio Grande do Norte segue como maior produtor de energia eólica no país com 1.110,3 MW médios de energia entregues entre os meses de janeiro a junho deste ano. Na sequência, aparecem a Bahia com 1.013,3 MW médios produzidos, o Rio Grande do Sul com 546,1 MW médios, o Piauí com 516,9 MW médios e o Ceará com 505,2 MW médios. A informação consta na última atualização do boletim InfoMercado mensal da CCEE.

Os dados consolidados do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte confirmaram ainda o estado como o maior em capacidade instalada, somando 3.592,25 MW.

A geração de energia eólica em operação comercial no Sistema Interligado Nacional – SIN, ao final do primeiro semestre de 2018, cresceu 16% em relação ao mesmo período de 2017. As usinas eólicas somaram 4.098 MW médios entregues entre janeiro e junho frente aos 3.534,5 MW médios gerados no ano passado. A representatividade da fonte em relação a toda energia gerada no período pelas usinas do Sistema alcançou 6,5% neste ano. A fonte hidráulica, incluindo as PCHs, foi responsável por 76,5% do total e as térmicas responderam por 17%.

Megawatt médio

Unidade de produção energética igual a energia produzida pela operação contínua de um megawatt de capacidade durante um período de tempo. O MW médio é calculado por meio da razão MWh/h, onde MWh representa a energia produzida e h representa a quantidade de horas do período de tempo no qual a referida quantidade de energia foi produzida. Assim, 1MW médio em 1 ano = 1MW x 8760horas = 8.760 MWh; 1MW médio no mês de janeiro representa 1MW x 744horas = 744MWh.

Fonte: Daniel Turíbio | Ascom SEERN

 

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

Luisa Melo | G1

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

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

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

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

O que é o mercado livre?

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

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

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

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

Quem pode comprar no mercado livre?

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

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

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

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

Maiores consumidores do mercado livre de energia

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

Por que existe o mercado livre?

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

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

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

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

Vantagens x desvantagens

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

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

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

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

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

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

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

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

Sobrou ou faltou energia. E agora?

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

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

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

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

E o consumidor final?

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

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

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Indústria eólica mostra resiliência com demanda menor no leilão

O ponto de equilíbrio da indústria eólica brasileira continua o mesmo, no mínimo 2 GW para que o país consiga o break even. Contudo, com a crise dos últimos anos que levou a uma queda da demanda que deixou o consumo em cerca de 1 GW médio abaixo do projetado no passado e os leilões com volumes menores do que os vistos anteriormente, aparentemente, há uma clima de resiliência no segmento de produção de aerogeradores ante o atual momento pelo qual passa o Brasil.

A projeção de que o governo poderá contratar cerca de 1 GW de capacidade para a eólica no A-6 de 31 de agosto é visto como um volume mínimo que não é o ideal, mas que dentro do contexto nacional pode ser encarado como relativamente positivo. Esse discurso corrobora a impressão do governo que diante do cenário brasileiro era a possibilidade que se poderia colocar na disputa.

Para o presidente da Vestas no Brasil, Rogério Zampronha, o nível de equilíbrio é mais elevado sim, mas que diante do cenário econômico nacional, se confirmada essa projeção, é a demanda que o segmento esperava mesmo. “Essa é a nossa expectativa que temos falado. Não acho que é uma boa demanda não, mas se é o que dá, tudo bem”, comentou o executivo. “Temos que ver que há uma migração grande para o mercado livre que pode ser um caminho para elevar e complementar a demanda. Com 1 GW no leilão creio que dá para trabalhar”, indicou.

Na avaliação do presidente da Wobben Enercon no Brasil, Fernando Real, o nível de contratação de 1 GW traz algum espaço para a sobrevivência da indústria local. Segundo ele, olhando para a situação de crise dos últimos anos a indústria tem capacidade de sobreviver, com dificuldades, mas que é possível de passar pelo momento.

“Somente para a o setor eólico o volume de 1 GW em meio a uma crise no Brasil é um cenário que dá para respirar enquanto atravessamos esse período, mas não é o suficiente para a indústria como um todo”, avaliou ele. “Para toda a indústria seria um volume entre 3,5 GW e 4 GW ao ano de contratos para toda a nossa cadeia industrial no Brasil”, acrescentou.

Daniel Berridi, country manager da Nordex Acciona, o problema todo dessa demanda de 1 GW é que esse volume representa a metade do ponto de equilíbrio histórico da indústria no Brasil. A companhia realizou recentemente ajustes em sua capacidade de produção justamente para adequar a sua estrutura à demanda mais baixa dos anos anteriores e afirma que hoje essa questão está superada dentro da organização que comanda localmente.

“Sempre falamos de 2 GW de eólica como o alvo para a cadeia de fornecedores e a capacidade de produção ocupada. Se pensarmos em 1 GW representa apenas 50% desse total, então é possível entender que há fornecedores que passarão por dificuldades com a realização de mais um leilão com 50% do volume ideal capacidade”, corroborou ele.

Em sua análise, o mercado livre pode ser uma das saídas para recuperar a demanda do setor. Berridi avaliou que projetos com contratos parciais nos mercados regulado e no livre, pode ser o futuro para complementar a demanda ante o que se vê no mercado regulado e que começamos a ver tomar forma a partir do leilão A-6 de 2017. “É uma alternativa razoável e vai depender do financiamento, principalmente. Mas acho que o mercado tem que perder o medo da novidade. Se os primeiros projetos com peso darem certo não vejo porque não funcionar para todos”, finalizou.

Mário Araripe, da Casa dos Ventos, é outra voz que apontou 1 GW de potência como um volume abaixo da necessidade do segmento. E que uma das saídas dos investidores, de forma geral, deverá se dar pelo mercado livre.

“Esse volume gera a necessidade de complementação no mercado livre. Provavelmente, quem bidar colocará parte da energia firme no ACR e o resto para o mercado livre”, comentou ele. “Acredito que essa deverá ser a estratégia da maioria dos players”, opinou. Ele não abriu a estratégia da Casa dos Ventos nessa disputa, mas revelou que podem entrar tanto como desenvolvedores de projeto quanto investidores.

Fonte: Canal Energia

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Geração de energia cresce 4% em julho puxado por térmicas e eólicas

A geração de energia no Sistema Elétrico Nacional em julho alcançou 61.560 MW médios, índice 3,8% superior à produção registrada no mesmo período do ano passado, quando todas as usinas em operação no país entregaram 59.323 MW médios. O desempenho positivo foi graças a maior produção das fontes eólica e térmicas, segundo informações preliminares divulgadas nesta sexta-feira, 3 de agosto, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Destaque para as usinas movidas pela força dos ventos, que produziram em julho 6.819 MW médios, crescimento de 24,1% na comparação anual. A geração das térmicas também cresceu (+6,5%), índice explicado principalmente pelo aumento na produção das usinas a carvão mineral (+29,4%) e a biomassa (+7,8%).

O desempenho das usinas térmicas e eólicas não foi acompanhado pela produção das usinas hidráulicas, incluindo as pequenas centrais, que geraram 38.460 MW médios. O montante é 0,9% inferior ao registrado no mesmo período de 2017, quando as usinas da fonte entregaram 38.815 MW médios ao sistema.

As informações constam no boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, que traz dados prévios de geração e consumo de energia, além da posição contratual líquida atual dos consumidores livres e especiais.

Fonte: Canal Energia