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

 

14082018100750_ffffff

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.

7295

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

Fator-de-disponibilidade-de-eólicas-e-térmicas-com-CVU-nulo-ficará-suspensa-em-2017-1030x579

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

foto_g_geracao_noticia-1

Rio Grande do Norte cadastra 245 projetos eólicos para o leilão A-6 em agosto

Por Asscom SEERN 

A Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou na última terça-feira, 31 de julho, o edital do leilão de geração Nº 03/2018 – “A-6”, para contratar energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração. O leilão será realizado em 31 de agosto e o início de suprimento de energia elétrica proposto é para janeiro de 2024. O Rio grande do Norte cadastrou para o certame 245 projetos de geração de energia eólica, que juntas somam uma oferta de 7.244 megawatts (mw) de potência instalada. O Estado também cadastrou um projeto de geração térmica com 1.700 mw de potência instalada.

Para o leilão foram definidos três produtos: dois na modalidade por quantidade de energia elétrica para empreendimentos de geração oriundos de fonte hidrelétrica com prazo de suprimento de 30 anos, e de fonte eólica com prazo de suprimento de 20 anos. Na modalidade por disponibilidade para empreendimentos de geração de fonte termelétrica à biomassa, carvão e gás natural, o prazo de suprimento é de 25 anos. O custo marginal de referência do leilão será de R$308/MWh.

“Com a realização do leilão A-6,  deverão sair mais projetos eólicos vitoriosos. Isso pode garantir boas perspectivas para Rio Grande do Norte”, analisa Jean-Paul Prates, presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN).

Para este leilão, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) cadastrou 1.090 projetos, totalizando 59.116 MW de potência instalada. Desse montante, 928 projetos referem-se a empreendimentos eólicos, 66 de pequenas centrais hidrelátricas (PCHs), sete de hidrelétricas (UHE’s), 23 de centrais geradoras hidrelátricas (CGHs), 25 de termelétricas a biomassa, dois de termelétricas a carvão e o restante (39) de termelétricas a gás natural. Confira no quadro abaixo os empreendimentos cadastrados, por fonte e estados:

Fonte

Projetos

Oferta (MW)

%

 Eólica

928

27.142

45,91

 Hidrelétricas – UHE

7

333

0,56

 Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH

66

941

1,59

 Centrais Geradoras Hidrelétricas – CGH

23

65

0,11

 Termelétricas a Biomassa

25

1.040

1,76

 Termelétricas a Carvão

2

940

1,59

 Termelétricas a Gás Natural

39

28.656

48,47

 Total

1.090

59.116

100,0%

 Fonte: EPE

Confira o número de projetos cadastrados e a oferta por Estado:

Estados

Fonte

Projetos

Oferta (MW)

 Amazonas Térmica a Gás Natural

2

613

 Bahia Eólica

295

8.229

PCH

1

16

Térmica a Biomassa

2

100

Térmica a Gás Natural

5

3.702

 Ceará Eólica

100

2.880

Térmica a Gás Natural

1

1.047

 Espírito Santo CGH

1

3

Térmica a Gás Natural

5

2.539

 Goiás UHE

2

79

PCH

12

253

CGH

3

9

 Maranhão Eólica

17

542

Térmica a Gás Natural

1

363

 Mato Grosso PCH

9

161

CGH

1

3

 Mato Grosso do Sul UHE

2

52

PCH

1

23

CGH

1

5

Térmica a Biomassa

7

345

Térmica a Gás Natural

1

266

 Minas Gerais Eólica

6

228

PCH

4

65

CGH

7

18

Térmica a Biomassa

1

40

Térmica a Gás Natural

1

260

 Pará Térmica a Gás Natural

2

3.317

 Paraíba Eólica

49

1.766

 Paraná Eólica

19

514

UHE

1

118

PCH

10

172

CGH

1

4

Térmica a Gás Natural

1

9

 Pernambuco Eólica

15

426

PCH

7

22

Térmica a Gás Natural

8

6.889

 Piauí Eólica

76

2.443

 Rio Grande do Norte Eólica

245

7.244

Térmica a Gás Natural

1

1.700

 Rio Grande do Sul Eólica

99

2.681

UHE

1

35

PCH

5

48

CGH

1

5

Térmica a Carvão

1

600

 Rio de Janeiro PCH

2

23

CGH

1

3

Térmica a Gás Natural

8

5.603

 Santa Catarina PCH

13

127

CGH

7

16

Térmica a Carvão

1

340

Térmica a Gás Natural

1

538

 São Paulo Térmica a Biomassa

14

505

 Sergipe Eólica

7

187

Térmica a Gás Natural

2

1.809

 Fonte: EPE
leilao-geração-a-6-2017

Aneel agenda leilão de energia A-6 em 31 de agosto; reduz preço para eólicas

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou em reunião nesta terça-feira as regras e preços para o leilão de energia A-6, agendado para 31 de agosto, que contratará novos projetos de geração para atender à demanda das distribuidoras a partir de 2024.

O certame, com participação aberta para investidores interessados em construir usinas hidrelétricas, parques eólicos e termelétricas à biomassa, carvão ou gás natural, acontece sob grande expectativa, após resultados recordes nas últimas licitações para novas usinas de energia no país.

Os vencedores da concorrência assinarão contratos para a venda da produção futura às distribuidoras por 30 anos no caso das usinas hídricas, 20 anos para as eólicas e 25 anos para as térmicas.

O preço-teto para a venda da energia dos novos projetos hidrelétricos será de 290 reais por megawatt-hora, maior que o estabelecido para certame semelhante em 2017, enquanto para as eólicas serão 227 reais, mais baixos que os vistos no ano passado, em momento que o setor se mostra bastante competitivo frente a outras fontes. Para as termelétricas, o valor fixado foi de 308 reais, também inferior ao teto do ano passado.

No leilão A-6 do ano passado, que contratou empreendimentos para operação a partir de 2023, os preços foram de 281 reais para as hidrelétricas, 276 reais para as eólicas e entre 319 e 329 reais para as térmicas.

O certame do final do ano passado assinou contratos com projetos de geração que devem demandar 13,9 bilhões de reais em investimentos. Os preços finais de venda da energia caíram em média 38,7 por cento frente ao teto, em meio à disputa entre os investidores.

Um outro leilão, em abril deste ano, que prevê entrega dos projetos em 2022, também teve resultados positivos, com os menores preços já registrados para a venda da produção futura de parques eólicos e usinas solares. Esse certame, o chamado “A-4”, contratou 1 gigawatt em usinas, que devem exigir aportes de 5,3 bilhões de reais.

Para o leilão A-6 de agosto, a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) recebeu o cadastramento de mais de mil projetos de geração, que somariam uma capacidade de 59 gigawatts.

A expectativa de especialistas, no entanto, é que a contratação não se afaste muito do volume movimentado no leilão do ano passado, em meio a uma economia brasileira ainda em recuperação de uma enorme crise financeira.

PROJETOS COM OUTORGA

O leilão A-6 de agosto também abrirá espaço para que usinas já contratadas em leilões anteriores busquem fechar contratos para a venda de energia, desde que elas não tenham entrado em operação antes da publicação do edital aprovado nesta terça-feira.

Os preços a serem praticados por esses empreendimentos, no entanto, terão um teto menor que os definidos para novos projetos.

A Aneel estabeleceu o teto para hidrelétricas com outorga e com contrato em 151,68 reais por megawatt-hora, enquanto para as eólicas o valor limite será de 171,82 reais por megawatt-hora.

Fonte: Reuters

328.jpg

Setor elétrico reduz previsão de crescimento da carga de energia em 2018 para 1,6%

A carga de energia do sistema elétrico interligado do Brasil deverá fechar 2018 com avanço de 1,6 por cento, disseram em relatório nesta segunda-feira a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), revisando projeção anterior de alta de 3 por cento.

Segundo as instituições, houve “reversão brusca das expectativas a partir de maio deste ano, com redução significativa das projeções” para o desempenho da economia medido pela variação do Produto Interno Bruto (PIB).

As novas projeções para a carga, que representa a soma do consumo de energia com as perdas na rede, foram agora baseadas em uma estimativa de crescimento da economia de 1,6 por cento neste ano, contra 2,6 por cento anteriormente.

O corte nas novas previsões representa uma redução de 914 megawatts médios em carga neste ano frente à projeção anterior. Em 2019, o corte foi de 1.079 megawatts médios. No último ano da previsão, 2022, a carga estimada agora é 1.277 megawatts médios abaixo do visto anteriormente.

O crescimento médio da carga no período 2018-2022, assim, deverá somar 3,8 por cento, frente a 3,9 por cento na previsão anterior.

No acumulado de 2017 e 2022, a expansão deverá representar 3,4 por cento, ante 3,7 por cento antes da revisão.

Fonte: Luciano Costa

sisterna

CPFL Renováveis inaugura sistemas de abastecimento de água no RN

Projeto Segurança Hídrica será entregue na próxima quarta-feira (25); iniciativa é uma das ações do Programa Raízes, com investimento social privado de R$ 1,7 milhão

Com o objetivo de promover o acesso e uso sustentável da água ao consumo humano e à produção em áreas rurais, a CPFL Renováveis anunciou que irá inaugurar na próxima quarta-feira, 25 de julho, três sistemas produtores de água nas comunidades campestres de Umburana, Queimadas e Florêncio José, no Rio Grande do Norte.

A iniciativa faz parte do Programa Raízes, um investimento social que visa impactar positivamente nas esferas sociais, ambientais e econômicas em regiões nos entornos dos empreendimentos da companhia. No caso do Projeto Segurança Hídrica, milhares de habitantes do semiárido serão beneficiados com ações que irão ampliar o acesso a água, através de um modelo que integra inovação tecnológica, fortalecimento de capacidades e gestão comunitária do recurso natural mais precioso para a vida.

Para Christiana Costa, gerente de Sustentabilidade Corporativa, Responsabilidade Social e Relações Governamentais da empresa, iniciativas como essas podem transformar vidas ao proporcionar retorno financeiro e autoestima. “Mesmo em locais urbanos, muitos não conhecem ou convivem com essas inovações. Portanto, é motivo de satisfação para nós prover esse benefício”, comentou.

Nesta etapa de inauguração, o foco será voltado para as três comunidades dos municípios de João Câmara e São Miguel do Gostoso, contemplando 273 famílias e cerca de 1.365 pessoas. Se for considerada a abrangência completa do projeto, os benefícios chegarão a 807 famílias, cerca de 3.230 pessoas ao todo, provenientes de nove comunidades.

Em Queimadas, por exemplo, o sistema será composto por uma rede de abastecimento com 9 km de extensão, recuperação de um poço profundo, reservatório de 60 m3, uma microusina solar de 3,24 kwp e um dessalinizador que filtrará 500 litros de água por hora. Cerca de 200 famílias, num total de 1.000 pessoas serão beneficiadas.

Em Umburana, por sua vez, 65 famílias serão contempladas com uma rede de abastecimento de 6 km de extensão. Ainda está prevista a recuperação de um poço profundo, um reservatório de 30 m3, uma microusina solar de 3,24 kwp e um dessalinizador que filtrará 250 litros de água por hora.

Já em Florêncio José, o sistema implantado prevê a recuperação do poço da comunidade, a instalação de um kit de irrigação para dois hectares e de uma bomba de 7,5 cv. Além disso, será instalada uma microusina solar de 3,24 Kwp.

Além das infraestruturas implantadas nas comunidades, o Programa Raízes tem atuado na capacitação de famílias para a gestão eficiente e sustentável dos recursos hídricos. Os investimentos somam mais de R$ 1,7 milhão e buscam manter o atendimento atual e para as futuras demandas, diante do crescimento esperado para as próximas décadas.

Fonte: Canal Energia

destaque-422484-fsd

MPF defende ICMS sobre tarifas de transmissão e distribuição de energia para consumidores cativos

O Ministério Público Federal (MPF) entende que é legal a inclusão da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (Tust) e da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (Tusd) de energia elétrica na base de cálculo do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS).

Essas tarifas foram criadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), por meio de resoluções, para remunerar as etapas de transmissão e distribuição da energia elétrica.

A tese foi encaminhada à Primeira Seção do Superior Tribunal de Justiça (STJ) – onde a questão será analisada em julgamento submetido ao rito dos recursos repetitivos.

O caso é relatado pelo ministro Herman Benjamin e já está concluso para decisão da Corte.

No parecer, a subprocuradora-geral da República Darcy Santana Vitobello explica que, no ambiente de contratação regulada, as distribuidoras de energia elétrica adquirem a energia das geradoras ou comercializadoras para venda aos consumidores cativos de sua região.

Os custos pela transmissão e distribuição da energia da geradora até o medidor são suportados pelas distribuidoras e integram o custo da operação.

Controvérsia
Em março de 2017, a Primeira Turma do STJ decidiu pela legalidade do ICMS na Tusd, cobrada nas contas de grandes consumidores que adquirem a energia elétrica diretamente das empresas geradoras.

A Segunda Turma avalia, por outro lado, que o tributo deve considerar apenas o preço final da operação de fornecimento de energia, sem inclusão das etapas anteriores ao consumo.

Para o MPF, no mercado cativo, os custos de transmissão e distribuição são inerentes ao fornecimento da energia – previstos num único contrato de adesão realizado entre distribuidora e consumidor – e integram necessariamente o processo que viabilizará o consumo de energia elétrica, devendo, por isso, compor o preço final da mercadoria, base de cálculo do imposto.

Já no mercado livre, o uso das redes de transmissão e/ou distribuição é contratado separadamente do fornecimento de energia.

Embora o transporte – transmissão e distribuição – ocorra simultaneamente à geração da eletricidade, o custo não está previsto no contrato de fornecimento de energia – realizado livremente no mercado – e, portanto, não compõe o preço da operação final de fornecimento.

Assim, apenas no caso dos consumidores cativos as tarifas de transmissão e distribuição devem integrar a base de cálculo do ICMS.

Devido à controvérsia, a Primeira Seção decidiu que serão julgados como repetitivos três recursos sobre o tema: o REsp 1.692.023, o REsp 1.699.851 e o EREsp 1.163.020.

Até que os ministros decidam sobre o recurso repetitivo, estão suspensos todos os processos pendentes, individuais ou coletivos que tratem da questão em todo o território nacional.

A Primeira Seção reúne os dez ministros da Primeira e da Segunda Turmas do STJ, ambas especializadas em direito público.

ICMS
O ICMS é o imposto mais importante dos estados e do Distrito Federal, sendo responsável pela maior parte da receita tributária desses entes.

A cobrança de ICMS sobre a Tust e a Tusd foi suspensa em diversos estados por decisão judicial.

Leia a íntegra do parecer do MPF: http://www.mpf.mp.br/pgr/documentos/resp-1-699.851

Fonte: Ambiente Energia