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Incerteza sobre leilões preocupa investidores eólicos

Presidente do SEERN diz que indústria dos ventos precisa estar preparada para momentos de redução de demanda

A incerteza sobre a realização de leilões neste ano está preocupando os investidores em energia elétrica, principalmente para aqueles que dependem da continuidade das contratações para sustentar seus negócios no Brasil. Além da crise econômica – que gera dúvida sobre a demanda futura de eletricidade -, esse clima de incerteza também é alimentado pela expectativa sobre qual será a política energética a ser adotada pelo governo após afastamento da presidente Dilma Rousseff.

Os sinais estão aí. O leilão A-5 realizado em abril contratou apenas 201 MW médios: ou as distribuidoras já estão devidamente contratadas, ou não estão dispostas a arriscar novas compras diante da dúvida sobre qual será seu real mercado daqui cinco anos. Sinal número dois: já estamos na segunda metade do ano e o governo ainda não marcou o leilão A-3 e para piorar o Ministério de Minas e Energia confirmou o adiamento do primeiro leilão de reserva, previsto para 29 de julho, agora sem data para ser executado.

Diante desse cenário, o diretor-geral da Voltalia do Brasil, Robert Klein, admitiu estar preocupado com o momento do mercado. Como os leilões de reserva não dependem da demanda das distribuidoras, mas sim de uma decisão do governo de contratar potência para dar segurança energética, muitos investidores apostavam no LER para garantir a continuidade dos seus negócios. “O LER não é atrelado a demanda das distribuidoras, mas obviamente se há um excesso de energia no mercado pode ser que haja o cancelamento total dos leilões neste ano. O que preocupa é que tem uma cadeia de fornecedores que se criou no Brasil. Há muitos projetos esperando, muitos investidores esperando e se não há potência contratada este ano, pode haver dificuldade para manter a indústria eólica”, analisou Klein.

Ele ainda alertou que o país precisa tomar cuidado com uma política “stop and go”, pois isso pode custar “muito caro” para a sociedade. “Espero somente que, apesar da redução temporária da demanda de energia, consequência da crise que vivemos, não deixemos de continuar consolidando o setor eólico, para que o Brasil fique cada vez menos dependente de crises hidrológicas”, declarou o executivo após a cerimônia de inauguração do Complexo Eólico Vamcruz (93 MW), realizada na última quarta-feira, 29 de junho, em Serra do Mel, no Rio Grande do Norte.

De origem francesa, a Voltalia já colocou em operação 291 MW em parques eólicos no Brasil. Há outros 126 MW sendo construídos ou em fase de pré-construção. Além disso, a empresa tem uma carteira de aproximadamente 780 MW prontos para serem comercializados nos leilões. Klein revelou que a companhia, inclusive, já estuda a construção de uma linha de transmissão no Nordeste para garantir o escoamento da produção dos futuros projetos.

O presidente da Chesf, José Carlos de Miranda, também reconheceu que há uma certa incerteza quando ao crescimento do país nos próximos anos, mas entende que o Governo Federal tem tomados todas as medidas necessárias para reverter esse quadro. Miranda acredita que o crescimento do país será retomado antes que isso venha a afetar a cadeia produtiva eólica. “De fato passamos por um momento de final de crise, e falo final porque sou otimista, pois toda crise passa e essa também vai passar. O crescimento de energia elétrica no Brasil há de continuar. Temos uma população jovem, que vai demandar energia.”

Ele continuou: “Acho impossível que não continuemos expandindo a energia eólica, por ser um potencial excepcional do Brasil em termos de vento e de custo. Não acredito que tenhamos um arrefecimento do desenvolvimento da indústria eólica. Podemos ter uma redução momentânea, até porque contratamos 5 anos à frente e certamente daqui a cinco anos vamos estar precisando de energia para o desenvolvimento do país.” A Chesf é sócia da Voltalia no Complexo Vamcruz, com 49% do negócio.

Sazonalidade – A indústria eólica no Brasil conta com cerca de seis fabricantes, que juntos somam uma capacidade produtiva anual de quase 4 GW em equipamentos, segundo Sandro Yamamoto, diretor técnico da Associação Brasileira de Energia Eólica. Dessa forma, a ABEEólica defende a contratação mínima de 2 GW por ano para sustentar essa indústria.

Porém, para o presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte, Jean-Paul Prates, a indústria de energia precisa estar preparada para esse tipo de sazonalidade. “Não vejo nenhuma solução regulatória ou política nesse caso. Vejo uma arrumação do lado da indústria para se preparar para esse tipo de ciclo. Você não pode chegar para um presidente da República e pedir que ele crie demanda”, defendeu o executivo.

“O Brasil tem um determinado limite de necessidade de energia e há fases que ele precisa de mais e há fases que ele precisa de menos. Então, não se faz demanda artificial. Isso é uma coisa que [a indústria] tem que saber conviver também”, completou o especialista que também é presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne) e esteve em Serra do Mel.

Fonte: Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, de Serra do Mel (RN)*, Negócios e Empresas

Repórter viajou a convite da Voltalia

RN é responsável por mais de 30% da energia eólica produzida no Brasil (Foto: Canindé Soares)

RN é o maior gerador de energia eólica do Brasil, aponta IBGE

O Rio Grande do Norte é o maior produtor de energia eólica do Brasil. É o que aponta o estudo ‘Logística de Energia 2015 – Redes e fluxos do território’ do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). De acordo com o estudo, o estado é responsável por mais de 30% da energia eólica produzida no país. O estudo também revela que o RN também é o maior produtor de petróleo de toda a região nordeste.

Segundo o IBGE, a região nordeste é responsável pela maior parte da produção eólica no país. O RN, com 31,3% é seguido pelo Ceará (23,4%) e o interior da Bahia (16,9%). Ainda de acordo com o estudo divulgado nesta quinta-feira (23), apesar de ter crescido 461% entre 2010 e 2014, a energia eólica representa apenas 2,1% da matriz energética brasileira.

Além de informações do IBGE, o estudo utilizou dados do Ministério de Minas e Energia,
da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Agência Nacional
de Águas (ANA), Operador Nacional do Sistema (ONS), Agência Nacional de Energia
Elétrica (ANEEL), da Associação Brasileira de Empresas Distribuidoras de Gás Natural
(ABEGÁS) e das Agências Reguladoras de Energia dos estados de São Paulo e Rio de
Janeiro.

Petróleo
O estudo também apresentou dados sobre a produção nacional de petróleo. O Rio Grande do Norte foi apontado como o maior produtor na região Nordeste e 4º maior produtor do Brasil, com 20.961,95 barris produzidos, o que representa 2,55% do total brasileiro. A produção potiguar de petróleo só fica atrás de Rio de Janeiro (68,44%), Espírito Santo (16,28%) e São Paulo (7,20%).

Além do destaque na produção geral, o Rio Grande do Norte também acumula os postos de 2º maior produtor de óleo combustível do país, atrás apenas da Bahia e possui o maior número de poços produtores de petróleo terrestres do Brasil, com 47,2% da média nacional.

Fonte: Portal G1/RN

Foto: www.financista.com.br

Aneel libera 25MW em eólicas no RN

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) liberou nesta quinta-feira (23), a entrada em operação comercial de 12 aerogeradores do parque eólico Campo dos Ventos I, somando uma potência instalada de 25,2 MW. O empreendimento, de propriedade da CPFL Renováveis,  está instalado no município de João Câmara, no Rio grande do Norte.

Fonte: SEERN

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Nota relevante sobre a potencial perda da refinaria do Rio Grande do Norte

A Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) recebeu recentemente da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a autorização para passar a processar 45 mil barris por dia de petróleo. Passou assim à frente da Refinaria de Manaus (REMAN) quanto a capacidade de processamento. Uma conquista importante para o RN e que deveria ser comemorada como consolidação de uma jornada que pode levar à revitalização do setor de petróleo no Estado, se devidamente trabalhada. A nova capacidade representa a possibilidade de refinar quase 80% da produção de petróleo atual de toda a Bacia Potiguar (que inclui campos no Rio Grande do Norte e no Ceará).

No entanto, ontem me chegou a confirmação do que até pouco tempo eu considerava apenas um boato, mas que parece encontrar confirmação nos corredores internos da Petrobras: diante das circunstâncias político-econômicas atuais – em especial a partir do advento do governo interino de Michel Temer e aliados de ocasião – está sendo preparada a pleno vapor a devolução da unidade de refino norte-riograndense para da Diretoria de Exploração & Produção. A medida vinha sendo internamente planejada e discutida, com alto grau de discordâncias, mas ganhou força neste momento por razões certamente distantes da mera austeridade financeira.

O que pode parecer apenas uma decisão interna sem maiores consequências, não é. Esta decisão significa, em poucas palavras, que a Refinaria Potiguar Clara Camarão, do alto de suas sucessivas conquistas de aumento de capacidade, aprimoramentos técnicos, investimentos em expansão e gestão técnica e comercial especializada, deixará de ser considerada uma REFINARIA. Portanto, ficará totalmente excluída do Plano Estratégico e das discussões da Diretoria de Refino e Gás Natural (anteriormente denominada Refino e Abastecimento).

Isso é decretar a morte da nossa refinaria, assim como se decretou recentemente a suspensão das atividades de perfuração terrestre em todo o País e o fechamento da planta de biodiesel de Guamaré – sem que houvesse maior reação por parte dos líderes políticos e empresariais do nosso Estado (ressalto, por oportuno, os pedidos de esclarecimento enviados pela Senadora Fatima Bezerra aos sucessivos presidentes da Petrobras, no período, relativos a tais assuntos).

Pois bem, diante da realidade atual de um governo interino que, em 180 dias, terá que se esforçar para não frustrar as enormes (e caras) expectativas dos apoiadores fisiológicos e, ao mesmo tempo, entregar algum resultado efetivo na área econômica e social, não há como deixar de trazer à pauta estadual a denúncia de que poderão nos tirar a refinaria simplesmente para alegar uma redução de custos que, na verdade, significará mais um retrocesso do investimento da Petrobras no Estado – o maior de todos.

Ao contrário do que se está planejando internamente, o que deveria ser feito é justamente o contrário: a incorporação de todo o Pólo Guamaré à nova Diretoria de Refino e Gás Natural, incluindo as UPGNs e os terminais de despacho e recebimento de produtos. Isso sim, seria medida de eficientização das estruturas logísticas e da gestão dos ativos da empresa no RN. E também indicaria, claramente, um caminho de avanço – e não de retrocesso – dos investimentos e da presença da Petrobras na nossa região.

Portanto, é hora de nos prepararmos para um amplo debate dos planos reais da Petrobras quanto ao Rio Grande do Norte. E nisso, juntarmo-nos aos nossos vizinhos – Ceará e Paraíba – que também possuem ativos de produção de petróleo que serão afetados por estas decisões – tanto campos considerados maduros quanto fronteiras a ser exploradas.

É urgente agir enquanto tais discussões se encontram em estágio de planejamento e discussão – e, em especial, por se tratar de uma decisão de um governo interino.

Vale lembrar que a RPCC passou recentemente por uma ampliação que duplicou a sua capacidade de produção de QAV. Para isto, contou com a contribuição importante do Governo do Estado, que lhe concedeu o diferimento fiscal para o combustível possibilitando atrair novos empreendimentos conexos, incluindo mas não se limitando ao “hub” da TAM (centro de conexões de vôos a ser localizado no Aeroporto Internacional Aluisio Alves, em São Gonçalo do Amarante), que alegadamente poderá resultar em investimentos da ordem de 4 a 6 bilhões de reais e na geração de cerca de 8 a 12 mil empregos diretos e indiretos para a região metropolitana de Natal.

Ademais, temos informações de que a RPCC é uma unidade lucrativa e que conta com um histórico de gestores e operadores técnicos competentes e bem sucedidos nas suas respectivas missões.  Foi uma conquista histórica para o Estado, e um sinalizador de novos empreendimentos e investimentos no futuro.

Como Secretário de Estado de Energia à época, fui testemunha e partícipe direto da ampla discussão da sociedade civil organizada do RN, do Governo do Estado e de toda a bancada parlamentar federal e estadual em uníssono, com a Petrobras e o Governo Federal. A principal meta estabelecida foi conseguir processar todo o petróleo produzido no Estado – historicamente um dos mais importantes para a produção nacional e ainda o maior produtor nacional de petróleo terrestre, agora em vias de começar operações em águas profundas também com perspectivas de incrementar a produção local de cru.

Não obstante compreender a atual e necessária busca por maior produtividade, racionalização de custos internos e demais medidas de austeridade e eficientização que estejam em curso ou em planejamento, temos a certeza de que esta medida irá, inevitavelmente, criar insegurança quanto à futura capacidade de fornecimento para o mercado local, anulando a conquista concreta de uma operação lucrativa e com potencial de ocupar nichos do mercado regional altamente promissores, para os quais certamente não faltariam atrativos ao financiamento próprio ou externo à companhia.

Desta forma, e com alto grau de urgência, gostaria de deixar aqui um apelo firme para que sejam dirimidos tais rumores – a nosso ver extremamente negativos para a estabilidade do ambiente operacional desta importante unidade – e para que nos seja confirmada a manutenção do status da refinaria, na sua atual configuração organizacional, subordinada ao REFINO, de forma a assegurar a continuidade do seu planejamento e operação dentro desta área especializada da empresa.

Como cidadão e como líder empresarial do setor energético, em nome dos dois sindicatos empresariais dos quais participo, permito-me sugerir ao Governador do Estado e a seu secretariado que convoquem a bancada de parlamentares do Estado e encaminhem imediatamente à Presidência e à Diretoria da Petrobras pedido formal de esclarecimentos sobre os reais planos de investimento e estrutura de gestão da empresa no Rio Grande do Norte, em especial quanto à Refinaria Potiguar Clara Camarão. E que também se articulem com os nossos estados vizinhos, capitaneados pelos Governadores Camilo Santana (Ceará) e Ricardo Coutinho (Paraíba) para que sejam reforçadas a importância das Bacias Sedimentares do Nordeste Setentrional (Barreirinhas, Parnaíba, Ceará, Potiguar, Paraíba-Pernambuco e Araripe) e dos investimentos e operações nelas desenvolvidas para a geração de emprego e renda nestas região.

Jean-Paul Prates
Presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Estado do Rio Grande do Norte (SEERN)
Membro do Conselho Fiscal do Sindicato das Empresas do Setor de Petróleo Gás e Combustíveis do Estado do RN (SIPETRO/RN)

 

Foto: Exame

Aneel libera funcionamento de eólicas no RN

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) liberou oficialmente nesta segunda-feira (13) a entrada em operação comercial de três aerogeradores do parque eólico Campo Dos Ventos V, localizado no município de Parazinho, no  Rio Grande do Norte. As turbinas possuem 2.100 kW de potência instalada e geram um total de 6.300 kW.

O parque é composto por 12 aerogeradores, somando um total de 25.200 kW em potência instalada  e já estava  com quatro turbinas operando comercialmente. O empreendimento é de propriedade da empresa CPFL Renováveis.

Fonte: SEERN com informações do CERNE

Foto: veja.abril.com.br

Bom desempenho de eólicas compensa seca e reduz preço spot da energia no Nordeste

O bom desempenho das usinas eólicas construídas no Brasil nos últimos anos tem surpreendido e ampliado a oferta de energia do Nordeste mesmo em um momento de forte seca, o que gerou reflexos nos preços da energia no mercado spot.

Uma visão mais otimista sobre a geração das eólicas esteve por trás de uma queda de mais de 60 por cento no preço spot da eletricidade no Nordeste em maio ante abril, ainda que as chuvas nas áreas das hidrelétricas –principal fonte de geração elétrica em capacidade– estejam em torno de apenas 30 por cento da média histórica, afirmaram especialistas à Reuters.

Isso porque o cálculo dos preços spot passou a prever a geração futura das eólicas com base no desempenho dessas usinas entre 2011 e 2015, ante o período 2010-2014 utilizado anteriormente, o que incluiu novas e mais eficientes usinas na projeção.

“Todo mês de maio há uma atualização de performance, para estimar a geração futura dessas usinas… essa alteração teve impacto porque ao longo de 2015 houve uma expansão considerável da geração eólica e a performance dessas novas usinas tem sido muito boa”, afirmou à Reuters o gerente de Preços da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Rodrigo Sacchi.

Os preços spot do Nordeste estão atualmente em cerca de 115 reais por megawatt-hora, patamar para o qual caíram em maio após passarem os primeiros meses do ano em valores bem mais altos que os praticados nas demais regiões do país, com pico de 358 reais por megawatt-hora em janeiro. No Sudeste, os preços spot estão em cerca de 61 reais por megawatt-hora.

A geração das eólicas entre 2010 e 2014 representou 36,8 por cento da capacidade instalada das usinas, contra 41,4 por cento no período 2011-2015, o que indica uma melhora no aproveitamento do potencial dos ventos para energia.

As primeiras usinas eólicas construídas no Brasil foram viabilizadas por um programa de incentivo do governo, o Proinfa, enquanto a partir de 2009 esses empreendimentos passaram a competir em leilões de energia federais.

MELHOR DO MUNDO

As novas usinas com energia vendida via leilões, que começaram a entrar em operação após 2012, têm se mostrado bem mais eficientes, o que gera expectativa de nova pressão baixista sobre os preços spot do Nordeste nas revisões de desempenho dos próximos anos, conforme elas passam a fazer parte da base de cálculo.

A presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, afirmou que os leilões forçaram ganhos de eficiência devido à competição entre os investidores para implantar os parques.

“O fator de capacidade dessas novas usinas é superior a 40 por cento, enquanto na média as usinas do Proinfa estão em 32 por cento… o leilão faz com que ganhem as usinas mais eficientes, faz com que os parques sejam construídos na região com o melhor vento”, disse.

Segundo Elbia, a produtividade das eólicas no Brasil surpreendeu a própria indústria e hoje chama a atenção internacionalmente.

“O vento brasileiro, segundo os fabricantes, é o melhor do mundo para a geração eólica… é surpreendente para qualquer um lá fora se você fala sobre isso, é de fato uma coisa fora da curva.”

Neste ano, segundo a Abeeólica, a produtividade das eólicas foi inferior ao registrado em 2015 em janeiro, mas houve melhoria em fevereiro e março, até onde vão os dados do acompanhamento feito pela entidade.

“Está próximo do ano passado, mas os melhores ventos realmente começam agora, a partir de julho, agosto, o nosso pico de geração”, disse Elbia.

As usinas eólicas representam atualmente cerca de 9 gigawatts em capacidade, ou 6 por cento da matriz elétrica do Brasil. Os parques contratados pelo Proinfa, antes de os leilões de energia passarem a incluir a fonte, representam 965 megawatts, segundo a CCEE.

A Abeeólica estima que as eólicas praticamente dobrarão a capacidade instalada até 2019, para 18,8 megawatts.

Fonte: Reuters
Energia Solar

CERNE abre inscrições para curso de capacitação em energia solar

Atendendo a demanda de empresas associadas, mantenedores e mercado de trabalho, o CERNE lança curso de capacitação para os interessados em trabalhar na área de energia solar

O CERNE – Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia, em parceria com a Universidade Potiguar (UnP), lança mais uma opção de capacitação para quem já atua ou deseja ingressar profissionalmente no mercado de energia solar: o Curso de Capacitação em Energia Solar Fotovoltaica – Tecnologia, Projetos e Aplicações. As inscrições estão abertas e as aulas terão início no dia 02 de julho, na UnP Unidade Roberto Freire. A iniciativa conta com o apoio do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN).

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Clique na imagem para ampliar.

O Curso de Capacitação em Energia Solar Fotovoltaica será dividido em sete módulos, com carga horária total de 20h. 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.

Para o Diretor de Meio Ambiente e Sustentabilidade do CERNE e coordenador do curso, Hugo Fonseca, a iniciativa atende uma demanda das empresas mantenedoras da instituição e do mercado de trabalho. “Precisamos de profissionais devidamente qualificados para atuar na área de energia solar, um segmento bastante promissor no Brasil, e que atenda satisfatoriamente as expectativas das empresas e do mercado”, afirmou.

Ao final do curso, será realizada uma visita técnica onde os alunos poderão conhecer de perto o funcionamento de uma usina solar fotovoltaica. Poderão se inscrever estudantes de graduação e profissionais interessados no setor.

As inscrições podem ser feitas pelo endereço da plataforma e-Labora: sistemas.unp.br/hub/unp/sicoe/site/elabora. A ementa com todos os detalhes está disponível na área de cursos do site do CERNE pelo link: www.cerne.org.br/cursos. Outras informações podem ser obtidas diretamente no e-Labora, pelo telefone (84) 4009-1438.

Fonte: SEERN Press com informações do CERNE

Foto: Jefferson Rudy/Agência Senado

Senado aprova MP 706 que prorroga contratos do setor elétrico

O Plenário do Senado aprovou na última terça-feira, 31 de maio, o Projeto de Lei de Conversão 11/2016, oriundo da Medida Provisória 706/2015, que amplia de 30 para 210 dias o prazo para distribuidoras assinarem aditivo de contrato com o Ministério de Minas e Energia para prorrogar a concessão. A medida foi enviada à sanção presidencial.

O prazo para assinatura dos contratos começou a contar em novembro de 2015 e beneficiará basicamente distribuidoras do grupo Eletrobras: Eletrobras-AL, Eletrobras-RO, Eletrobras-PI, Eletrobras-AM, Eletrobras-AC, Eletrobras-RR e CEA. O parecer da comissão mista que analisou a MP, elaborado pelo senador Edison Lobão (PMDB-MA) e mantido pela Câmara dos Deputados, faz outras mudanças na legislação do setor, como a que beneficia as distribuidoras do sistema isolado. A medida transfere recursos do Tesouro para pagamento e saneamento das empresas elétricas dos estados de Roraima, Amazonas, Amapá e Rondônia.

O ex-ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga (PMDB-AM) disse que a proposta regulariza a atual legislação, que causava grandes distorções dentro das distribuidoras do sistema Eletrobras, minimizando os impactos que estavam inviabilizando a sobrevivência dessas concessionárias. Questionado se os benefícios estabelecidos na medida aumentariam em 7% as tarifas de consumidores das regiões Sul e Sudeste, Lobão explicou que o aumento será entre 0,2% e 0,3%.

A MP ainda amplia para dez anos o prazo para que as distribuidoras se adaptem às metas de qualidade e equilíbrio econômico-financeiro da Agência Nacional de Energia Elétrica. Para as demais concessionárias, o prazo continua a ser de cinco anos.

O ponto mais polêmico do parecer foi a inclusão de novos benefícios para as distribuidoras de energia da Região Norte. No relatório de Lobão, as capitais dessa região que não recebiam energia do Sistema Interligado Nacional em 9 de dezembro de 2009 poderão incorporar as perdas técnicas e não técnicas na carga real usada para calcular o subsídio de combustível. As regiões isoladas dependem da geração de energia por termoelétricas, com custo maior que as hidrelétricas. O subsídio pago para comprar o combustível vem da Conta de Desenvolvimento Energético, mas seu repasse está sujeito ao cumprimento de metas de eficiência que essas empresas não atingiram no passado, provocando acúmulo de dívidas com a Petrobras, fornecedora do combustível.

A revisão tarifária de 2016 já deverá refletir a incorporação das perdas de 2015 e, nos anos de 2017 a 2025, será aplicado um redutor anual de 10% dessas perdas incorporadas em relação à revisão tarifária de 2015 estabelecida pela Aneel. Essa regra permitirá ainda o uso dos recursos obtidos pelo Poder Executivo com o leilão de 29 hidrelétricas realizado em 2015. O chamado bônus de outorga arrecadado com as concessões poderá ser usado para cobrir as despesas com combustível das distribuidoras do sistema isolado que não receberam recursos da CDE por descumprirem as metas de eficiência econômica e energética. Poderão ser cobertas as despesas com combustível até 30 de abril de 2016 e as dívidas contraídas até dezembro de 2015.

O texto aprovado da MP 706/15 também muda a forma de cálculo das cotas pagas pelas distribuidoras e transmissoras de energia para financiar a CDE. Atualmente, essas empresas pagam as cotas proporcionalmente àquelas estabelecidas em 2012 em função do mercado consumidor final. Pelo texto, essa regra valerá até dezembro de 2017. De 2018 a 2034, as cotas serão ajustadas gradualmente até que, em janeiro de 2035, sejam proporcionais ao mercado consumidor de energia elétrica atendido naquele ano. Com isso, a tendência é que as cotas sejam maiores para os mercados consumidores maiores.

Também para aumentar o valor a receber como subsídio por meio da Conta de Consumo de Combustíveis, sustentada pela CDE, o relator mudou a forma de cálculo do custo médio da energia. A CCC reembolsa as distribuidoras de energia nos sistemas isolados pela energia mais cara comprada na região. O reembolso é igual à diferença entre o custo total dessa energia e o custo médio da energia comercializada no ambiente regulado do SIN.

Atualmente, a lei determina que os encargos setoriais sejam incluídos no cálculo do custo médio da energia no ambiente regulado. Quanto maior esse custo, menor o valor da diferença a receber por meio da CCC. Já o texto de Lobão prevê a exclusão dos encargos desse custo médio de 1º de janeiro de 2017 a 31 de dezembro de 2020, aumentando assim o valor a repassar para as distribuidoras do sistema isolado para subsidiar o combustível usado na geração de energia. A cada ano, de janeiro de 2021 a dezembro de 2034, 1/15 dos encargos setoriais serão acrescentados ao custo médio da energia, até que, em 2035, o total dos encargos seja incorporado ao preço novamente.

Outro ponto acrescentado à MP na comissão mista é o equacionamento da dívida da Eletrobras com a Reserva Global de Reversão, fundo setorial que foi incorporado pela CDE. A Eletrobras usou o fundo para adquirir, em 1998, a Eletrobras-AL, Eletrobras- PI, Eletrobras-RO e Eletrobras-AC. A ideia era que essas empresas fossem privatizadas depois de saneadas, mas isso não ocorreu até hoje.

A MP estabelece  que o valor de compra será corrigido pelo mesmo índice de correção dos ativos permanentes mais 5% ao ano e que, na ocasião da venda das ações dessas empresas, serão depositados na RGR os valores obtidos com a transação. Eventuais valores da RGR retidos pela Eletrobrás além da recomposição da dívida deverão ser devolvidos até 2026, com a mesma correção. Como a Eletrobras é a gestora do RGR, o texto permite a ela cobrar acréscimos para cobrir gastos operacionais e gerenciais de administração de contratos de financiamento relacionados à eletrificação rural, a fontes alternativas de energia, à conclusão de obras de geração termonuclear, a estudos sobre aproveitamento de potenciais hidráulicos, à implantação de geradoras de potência até 5 mil kW destinadas exclusivamente ao serviço público em comunidades populacionais atendidas por sistema elétrico isolado; e ao Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica.

Furnas também foi contemplada com a medida. O texto abrandou exigências para participação dos leilões da estatal para o setor eletrointensivo e permitiu a aplicação de descontos sobre a energia vendida. Furnas também poderá conceder, em edital, desconto de até 15% sobre o preço vencedor até 26 de fevereiro de 2020. A validação do resultado dos leilões poderá ser condicionada à contratação de um mínimo de 25% dos montantes de energia disponibilizados em cada certame.

Quanto às multas, a MP dispensa sua aplicação se a rescisão por parte do comprador for informada a Furnas com 18 meses de antecedência. De igual forma, se houver pedido de redução do fornecimento apresentado com antecedência de seis meses do começo do ano seguinte, a multa não será aplicada. Em todos os casos de aplicação da multa por rescisão ou redução do consumo, ela será limitada a 30% do valor da energia remanescente contratada ou a 10% do valor da energia contratada total, o que for menor. A medida beneficia o setor metalúrgico e a produção de ferroliga em Minas Gerais.

No caso de usinas que funcionam com biomassa, com potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição de 30 mil kW a 50 mil kW, estas poderão contar com 50% de redução das tarifas de uso desses sistemas mesmo se não atenderem a critérios definidos em lei. O desconto, entretanto, poderá ser aplicado ao equivalente a 30 mil kW de potência injetada. O benefício poderá ser concedido ainda a geradoras independentes ou destinadas à autoprodução com potência de 3 mil kW a 50 mil kW, limitado também à injeção de 30 mil kW no sistema.

Fonte: Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Regulação e Política

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Bandeira tarifária de junho será verde

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

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

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

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

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

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Banco do Nordeste lança linha de crédito para micro e minigeração de energia

O Banco do Nordeste lança, nesta segunda-feira, 30, linha de financiamento à micro e à minigeração distribuída de energia elétrica, o FNE Sol. O evento, que reunirá especialistas do setor e empresários, será realizado na sede do Banco em Fortaleza, a partir das 15h, e terá transmissão por meio de videoconferência para os demais estados da área de atuação do Banco.

O FNE Sol será apresentado pelo presidente do Banco do Nordeste, Marcos Holanda. O evento contará com exposições de representantes da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), que abordarão os conceitos básicos de micro e minigeração distribuída e organização do setor na região, e do Sindicato das Indústrias de Energia e de Serviços do Setor Elétrico do Estado do Ceará (Sindienergia), que falarão sobre a situação atual e perspectivas do mercado no estado.

A nova linha utiliza recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste e tem prazo de pagamento de até 12 anos, com até um ano de carência. O investimento pode ser financiado em até 100% e há bônus de adimplência de 15%.

O crédito é destinado a empresas de todos os portes e setores, produtores e empresas rurais, cooperativas, associações e pessoas físicas. Podem ser financiados sistemas completos envolvendo geradores de energia, inversores, materiais auxiliares e instalação. O valor economizado na conta de energia pode ser utilizado para pagar as parcelas do financiamento.

Conceitos
A microgeração distribuída de energia elétrica compreende as centrais geradoras que utilizem cogeração qualificada ou fontes renováveis (hidráulica, solar, eólica, biomassa etc.), conectadas na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras, e cuja potência instalada seja menor ou igual a 75 kW.

Já a minigeração distribuída engloba os mesmos tipos de centrais geradoras com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5 MW (com exceção da fonte hidráulica, cuja potencia deve ser menor ou igual a 3 MW).

Fonte: Tribuna do Norte