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

Foto: Reprodução/Pixabay

Energia solar atrai mercado financeiro

Febraban anunciou que oito bancos já mostraram interesse em testar um modelo que avaliza o perfil de risco técnico do negócio, que prevê investimentos em torno de R$ 50 mil para pessoas físicas e de R$ 500 mil a R$ 15 milhões para empresas

Eduarda Barbosa, da Folha de Pernambuco

De olho no potencial do Brasil em produzir fontes renováveis de energia, o segmento bancário está oferecendo linhas de créditoe financiamento para estímulo da energia solar. Com forte atuação no Nordeste, incluindo Pernambuco, os bancos têm intenção de realizar investimentos na região para desenvolvimento e custos mais reduzidos de energia, seja em residências ou em empreendimentos comerciais. E além de buscar a redução na fatura, – principalmente em meses de bandeira vermelha com custo adicional na conta – o apoio a uma energia mais sustentável é um interesse cada vez mais presente nas empresas.

Para facilitar as negociações para implantação de sistemas solares, a Federação Brasileira de Bancos (Febraban) lançou um modelo de negócio que está em teste para que os bancos possam avaliar o perfil do risco no momento de oferecer o financiamento para o cliente. Realizado em parceria com o Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) e a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), o modelo é um mecanismo para examinar o risco técnico de um projeto em energia solar.

“Apresentamos solução para o instalador fazer o projeto de forma eficiente. Oito bancos se dispuseram a testar o modelo para ver a funcionalidade”, disse o diretor de Relações Institucionais da Febraban, Mario Sergio Vasconcelos. O modelo prevê investimentos em torno de R$ 50 mil para projetos de pessoas físicas e de R$ 500 mil a R$ 15 milhões para financiamento de projetos para pessoas jurídicas. Através do modelo, é possível os bancos enxergarem grandes negócios para o Nordeste.

“As empresas já estão de olho nas negociações da região. Estamos torcendo para Pernambuco entrar na avaliação. É uma atividade que desenvolve o local, principalmente a região do semiárido, que tem sol intenso”, comentou Vasconcelos.

Ao fomentar fontes de energias renováveis, o Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES) apoia o desenvolvimento solar para oferecer potencial à região Nordeste por meio de diversas alternativas. “Oferecemos financiamento para as empresas que participam dos leilões de energia. Além disso, temos projetos para pessoas físicas instalarem placas fotovoltaicas em residências e pequenos negócios”, disse a superintendente da área de energia solar do BNDES, Carla Primavera. Em Pernambuco, ao total, já foram mais de R$ 4 bilhões de crédito, em 11 projetos que totalizam mais de R$ 8,5 bilhões de investimentos.

Através também de outro programa chamado de Fundo Clima, o banco apoia pessoas físicas e jurídicas para energia solar distribuída, com taxa de juros de 4% ao ano. “O Fundo Clima destina até R$ 30 milhões de financiamento ao ano para uma empresa. Mas o importante é que não estabelecemos limite, estamos abertos para analisar projetos independente do valor”, registrou o gerente do departamento de energia do BNDES, Alexandre Esposito, ao complementar que a média de projetos para pessoas físicas é de R$ 40 mil a R$ 50 mil, mas não há restrição para outros recursos maiores.

No mesmo caminho de desenvolver a fonte solar, o Banco do Nordeste (BNB) divide as suas atuações em dois grupos: o da micro e mini geração, com potência de até 75 quilowatts (KW) e de até 5 megawatts (MW), respectivamente, e o outro grupo é o da geração centralizada, que é a partir de 5 MW. “No ano passado, foram sete empreendimentos solares centralizados negociados com o banco, o que resultou no valor de R$ 680 milhões financiados”, disse o gerente executivo da célula de meio ambiente, inovação e RSA do BNB, Kleber de Oliveira. Até abril deste ano já foram quase 500 operações nacionais, resultando em R$ 83 milhões de recursos financiados. Para o Estado de Pernambuco, foram financiados R$ 8,94 milhões em 52 operações.

Para ampliar as possibilidades, o BNB também investiu no programa FNESol, voltado bastante para o consumo de micro e mini geração. “Financiamos projetos em até 100%. São diversos setores, como supermercados, pequenas indústrias, pousadas e muitos outros”, disse o gerente de produtos e serviços da célula de meio ambiente, inovação e RSA do BNB, Mário Fraga, ao complementar que o banco está em finalização de um projeto para oferecer financiamento a pessoas físicas.

acciona-wind-energy-672x372

Nordex fornecerá 595 MW em turbinas para eólica da Enel no Piauí

Trata-se do maior contrato único para fornecimento de turbinas da história da fabricante

A Nordex-Acciona anunciou nesta terça-feira, 10 de julho, o maior contrato único para fornecimento de turbinas na sua história. A empresa irá fabricar e instalar 191 turbinas AW125 no parque eólico Lagoa dos Ventos, localizado no Piauí, de propriedade da Enel Green Power. A potência instalada total do projeto está estimada em 595 MW. O valor do negócio não foi informado.

Os aerogerador terão potência individual entre 3.15 e 3 MW, instalados em torres de concreto a 120 metros de altura. A produção local dos equipamentos reduzirá os custos e a pegada ambiental.

O parque eólico está localizado no Estado do Piauí, no norte do Brasil, onde os ventos são caracterizados como favoráveis para produção de energia eólica. Um ano atrás, a Nordex fechou outro contrato para o fornecimento de 65 turbinas da mesma série para outro parque localizado na mesma região.

A Nordex começará a instalar as turbinas em outubro de 2019, fornecendo na sequência os serviços de acompanhamento dos equipamentos pelos próximos dois anos. Com o contrato de Lagoa dos Ventos, a Nordex soma 1.9 GW no Brasil entre projetos instalados e em construção.

Fonte: Wagner Freire | Canal Energia

Alex Fernandes, contato@alexfernandes.com.br, fotografia.alexfernandes@gmail.com, 84 9991-8762, 8885-0997, 9410-4474, 8149-0974

Eólicas investirão R$ 2 bilhões no Rio Grande do Norte até 2021

Tribuna do Norte

Ricardo Araújo | Editor de Economia

O maior produtor de energia eólica no Brasil na atualidade poderá bater mais um recorde até 2021. O Rio Grande do Norte deverá atingir a marca dos 5 gigawatts (GW) de capacidade instalada com a entrada em operação dos 16 parques eólicos em construção e de outros 13 empreendimentos contratados nos mais recentes leilões da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e que deverão ser construídos no período. Cerca de R$ 1,8 bilhão está envolvido na fase inicial de investimentos dos parques eólicos para os próximos três anos, além das linhas de transmissão, de acordo com o Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne). Hoje, o estado conta com 135 parques eólicos instalados com capacidade de geração posta de 3.678,9 megawatts (MW) – correspondente a 84,76% dessa matriz energética localmente.

Existem, porém, muitos desafios a serem superados para que o estado rompa os números atuais e chegue aos 5 GW num intervalo mais curto de tempo que seu concorrente mais próximo, a Bahia. A falta de linhas de transmissão para escoamento da energia produzida e de um porto que consiga dar vazão à logística envolvida na instalação dos parques eólicos no estado são pontos cruciais apontados pelo presidente do Cerne, Jean Paul Prates. Além disso, a Bahia está conseguindo expandir o número de empreendimentos em construção numa velocidade superior à potiguar e poderá ultrapassar a marca prevista pelo RN antes de 2021. Hoje, a Bahia é o segundo maior produtor de energia eólica do país, com 100 parques instalados e capacidade de geração de 2.594,5 MW e outros 2.425,75 MW de potência em construção.
“Há uma competição, um exercício de comparação saudável entre os estados brasileiros nesse quesito. O que interessa, porém, é que o setor cresça como um todo. Existem desafios comuns aos estados doRN, PB e CE, por exemplo, que são as linhas de transmissão. O momento atual é de consolidação do setor da energia eólica brasileira. O RN é pioneiro . Por termos sido líderes desde os primeiros leilões, lá em 2008, as dificuldades são sempre vistas aqui inicialmente”, aponta Jean Paul Prates.
Com os 135 parques eólicos em operação comercial, o RN encerrou o ano de 2017 com 1.455,3 MW médio de energia entregues ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O número representa crescimento de 20,7% em relação ao ano de 2016. Especialistas do Cerne afirmam que “apenas um terço do potencial eólico foi explorado até o momento no estado, que até 2003 encontrava-se na estaca zero no tocante à produção energética.” Com um potencial estimado em 10 GW, o incremento na produção eólica local depende da operacionalização dos empreendimentos em construção e, acima disso, do aprimoramento dos mecanismos técnicos, gerenciais e comerciais no setor.
“Temos um potencial ainda maior.  Aprimorar negócios, o ambiente operacional e atrair mais empresas precisam estar entre as metas dos empresários  e do governo estadual para que consigamos ampliar a produção. O RN é um dos ambientes mais atrativos do mundo para a energia eólica, mas precisamos vencer os desafios das linhas e transmissão e do porto”, ressalta Jean Paul Prates. Ele informa, ainda, que o único estado com potencial de ultrapassar o RN é a BA em decorrência da vastidão de terras disponíveis. A Bahia é maior que o RN.
Desde 2010, o RN é autossuficiente na geração de energia eólica. Hoje, a produção corresponde ao dobro do que é consumido internamente (média de 800 megawatts). “Era um estado que saiu do zero, praticamente, e em poucos anos atingiu a condição de exportador regional de energia e referência no setor de energia renovável tendo já passado um bom período como referência no setor de petróleo e gás, também”, relembra o presidente do Cerne.
VENTOS NORDESTINOS: Estados do RN, BA e CE são líderes na produção eólica
Rio Grande do Norte
135 parques eólicos instalados;
3.678,9 MW de capacidade instalada (3.592,6 MW em operação comercial e 86,3 MW em operação teste);
846,63 MW em parques em construção (381,7 MW estão em construção e 467,93 MW estão contratados);
Bahia
100 parques eólicos instalados;
2.594,5 MW de capacidade instalada (2.233,9 MW em operação comercial e 360,6 MW em operação teste);
2.425,75 MW em parques em construção (1.750,85 MW estão em construção e 674,90 MW estão contratados);
Ceará
74 parques eólicos instalados;
1.935,8 MW de capacidade instalada (1.738,4 MW em operação comercial; 98,7 MW em operação teste e 98,7 MW aptos);
229,3 MW em parques em construção (114,1 MW estão em construção e 115,2 MW estão contratados).

Um Nordeste movido pela força dos ventos

A cada dez parques eólicos erguidos no Brasil, oito estão no Nordeste. Os dados são do Cerne. Numa relação antagônica, a região mais pobre do País oferta os ventos mais ricos para a produção de energia a partir dessa força motriz. “Eles são fortes, constantes e unidirecionais, o que potencializa o trabalho dos aerogeradores. Desta forma, as máquinas não precisam mudar de posição o tempo todo para buscar o vento mais adequado do momento. Em alguns meses do ano, onde os ventos sopram com mais intensidade, a geração de energia pela força dos ventos garante 60% do abastecimento de todo o Nordeste”, acrescenta o Cerne.

No dia 23 de junho passado, a geração eólica bateu novo recorde no Nordeste atingindo 6.475 megawatts médios ou 70% da carga de energia elétrica deste subsistema, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico.  O último recorde de geração média diária tinha ocorrido no dia 14 de setembro de 2017, quando foram produzidos 6.413 MW médios.

Junior Santos

O pico da geração eólica, ou geração instantânea, foi registrado às 10h09 do próprio dia 23 de junho, quando foram produzidos 7.311 MW. O montante equivale a 80% de toda a carga do Nordeste. O recorde de geração instantânea anterior havia acontecido no dia 25 de setembro de 2017, quando foram gerados 7.085 MW.
A geração eólica já corresponde a mais de 10% da geração de energia elétrica no Brasil – no dia 24 de junho passado, registrou 12,29% do total de carga enviada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) – e tem melhor performance no período de seca, quando as hidrelétricas estão gerando menos, do que no período chuvoso (novembro a abril).
Os reservatórios das hidrelétricas no Nordeste estão operando com 38,1% de armazenamento de água, o mais baixo entre as regiões do País, porém bem melhor do que no mesmo dia do ano passado, quando registrou armazenagem de 18,09%.
Já o subsistema Sudeste/Centro-Oeste registrava armazenamento de 40,7% em 24/6 deste ano contra 42,63% na mesma comparação; o Sul está com 49% dos reservatórios cheios, contra 64,48% há um ano; e o Norte tem 70,7% dos reservatórios de hidrelétricas cheios, ante 95,85% no mesmo dia de 2017.
Linhas de transmissão
O grupo indiano Sterlite saiu vitorioso da disputa pelo lote 3 do leilão de transmissão que aconteceu no fim do mês passado, em São Paulo. O grupo conquistou o maior projeto ofertado no certame ao propor-se a receber uma Receita Anual Permitida (RAP) de R$ 85,050 milhões, para construir e operar o empreendimento. O montante corresponde a um deságio de 58,54% em relação à RAP máxima estabelecida para o empreendimento, de R$ 205.139.050,00.
A empresa superou outras 10 ofertas, incluindo de grupos como o Consórcio Columbia, formado por ISA Cteep e Taesa, Energisa, EDP Enegias do Brasil, Alupar, Neoenergia, Engie, Equatorial e um consórcio liderado pela espanhola Cymi, além do consorcio LARA/JAAC, com a empresa que obteve uma decisão liminar suspendendo o leilão pela manhã.
Esse grupo ofereceu o segundo maior deságio, de 56,12%, e recebeu uma vaia dos representantes dos demais proponentes quando o leiloeiro leu seu nome.
O lote 3 é composto por cinco linhas de transmissão e quatro subestações, localizadas entre o Ceará e o Rio Grande do Norte, somando 541 quilômetros de extensão. O empreendimento exigirá investimentos de R$ 1,217 bilhão e deve gerar 2.434 empregos diretos, segundo estimativas da Aneel.
A agência explica que o projeto deve propiciar o atendimento às regiões de Mossoró, Aracati e Fortaleza e escoamento do potencial eólico e solar para a região de Aracati e Mossoró. O empreendedor terá 60 meses para concluir as obras.

“O RN tem sido nosso principal foco”

Com o crescimento dos investimentos nas energias renováveis, o Rio Grande do Norte já é considerado um dos principais estados do Brasil no tocante à geração de energia eólica. Sobre esse e outros assuntos, a equipe de reportagem da TRIBUNA DO NORTE conversou com o diretor-geral da Voltalia no Brasil, Robert Klein. Confira o bate-papo a seguir.

Qual a importância do complexo eólico Ventos da Serra do Mel para a Voltalia? 
O Ventos da Serra do Mel é o nosso maior projeto eólico no Brasil e mais um importante investimento da Voltalia no RN. Estamos planejando comissionamento progressivo das turbinas ao longo de 2020, até três anos antes do início dos contratos de venda de energia de 20 anos e essa antecipação nos permitirá começar a vender energia no mercado livre a preços atrativos por meio de contratos de curto prazo antes do início dos contratos de venda de longo prazo. O Brasil possui claramente um forte recurso eólico, alguns dos melhores ventos do mundo e por isso é um mercado potencialmente muito forte. Somado a isso, políticas adequadas para promover as energias limpas, fazem com o que o país se encaixe perfeitamente com as prioridades e capacidades da Voltalia, onde temos atividades em toda a cadeia de valor, do desenvolvimento à operação.
E em relação ao RN?
O Rio Grande do Norte tem sido o nosso principal foco, mas também estamos investindo em outros estados. O Rio Grande do Norte é uma região conhecida por suas excepcionais condições de vento, um dos principais estados que concentra a indústria eólica no país.
A Voltalia acredita que todas as linhas estarão em operação até a conclusão da instalação do parque? A transmissão é hoje o principal gargalo para as geradoras de energia?
É importante dizer que o escoamento de energia do novo parque Ventos da Serra do Mel não depende de obras de reforço do sistema de transmissão. Em paralelo, ainda que as linhas de transmissão sejam o principal gargalo para expansão de parques eólicos no Rio Grande do Norte, estamos bastante confiantes no futuro graças ao sucesso dos últimos leilões. Estamos certos que estes leilões vão fazer com que o estado possa voltar a ter uma grande capacidade de escoamento viabilizando, assim, milhares de novos MW de eólica.
din1076-solar2

Energia solar avança no Brasil e atrai empresas

De 2013 para cá, número de instalações de ‘microgeração’ de energia subiu de 23 para 31 mil

O empresário Luiz Figueiredo usou 1.150 painéis solares para cobrir o lago de sua fazenda e gerar a própria energia. O consultor Carlos Tabacow instalou 18 placas no teto de sua casa e ficou livre da conta de luz. No Rio, uma escola cobriu o telhado com 50 painéis e agora produz metade da energia que consome. Iniciativas como essas começaram a se espalhar pelo País e têm garantido uma escalada dos projetos de microgeração de energia solar no Brasil.

Dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) mostram que, de junho de 2013 para cá, o número de conexões de microgeração de energia subiu de 23 para 30.900 – sendo 99% desse montante de energia solar. Mais de dois terços das ligações foram feitas por consumidores residenciais. Eles veem nos painéis solares uma saída para ficarem menos vulneráveis ao encarecimento da energia elétrica no Brasil, cujo custo tem subido bem acima da inflação.

Foto: Estadão

A exemplo do que ocorreu com a energia eólica, as “microusinas” solares só ficaram acessíveis a uma parte da população, com o barateamento dos equipamentos, quase todos importados. Hoje, para instalar um sistema solar numa residência média, o consumidor vai gastar cerca de R$ 20 mil. Ainda não é um custo que esteja ao alcance da maioria dos brasileiros, mas os prognósticos para o futuro são positivos.

Apesar da alta do dólar, que tem reflexo direto no custo dos projetos, mudanças nas diretrizes e políticas de alguns países, que estão reduzindo os subsídios à fonte solar, começam a derrubar o preço dos equipamentos, afirma o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia. Essas alterações vão elevar os estoques no mundo e o Brasil pode se beneficiar do movimento.

Mas, independentemente do atual momento conjuntural, as previsões para a energia solar no Brasil são promissoras por outros fatores. Recentemente, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) deu um empurrão no setor ao decidir financiar pessoas físicas interessadas em microgeração de energia solar. O empréstimo tem taxas que variam de 4,03% e 4,55% ao ano, prazo de carência de 3 a 24 meses e 12 anos para pagar. “É uma linha que representa um marco histórico para o setor”, diz Sauaia.

Clima. Do ponto de vista climático, as condições também são favoráveis, uma vez que a irradiação solar no País é ideal para a produção elétrica. Essa vantagem aliada ao fato de que no futuro os consumidores estarão cada vez mais aptos a gerar a própria energia tem provocado uma corrida das empresas para conquistar um pedaço desse mercado, que ainda engatinha no País.

Foto: Estadão

De olho nesse filão, as distribuidoras de energia, que hoje fazem a intermediação entre geradores e consumidores, decidiram criar novas empresas com foco na microgeração pegando carona no sucesso de companhias independentes que vinham surfando nessa onda sozinhas.

No ano passado, a CPFL Energia criou a marca Envo, para trabalhar o varejo. Por enquanto, a prioridade está nos arredores de Campinas, principal área de concessão do grupo. Só no primeiro ano de atuação, a companhia já atendeu 365 clientes. “São consumidores com perfis diferentes. Temos aposentados de olho na redução da conta de luz e pessoas mais jovens que defendem um papel mais sustentável da sociedade”, afirma a vice-presidente de Operações de Mercado do grupo, Karin Luchesi.

Outro grupo que aposta no avanço desse mercado é a francesa Engie. A companhia comprou uma empresa de projetos e instalação de sistemas solares em 2016 e desde então o negócio não para de crescer.

Foto: Estadão

Em 2013, a empresa fez 200 sistemas; neste ano, cerca de 1.900, afirma o diretor de soluções da Engie, Leonardo Serpa. “O modelo de geração vem passando por grande transformação no mundo, agora com foco maior na geração distribuída (microgeração) e não mais na centralizada (grandes projetos).”

Fonte: Estadão | Reneé Pereira

20180622180119144232a

Leilão de transmissão tem deságio médio de 54,99%

Indianos da Sterlite Power levaram seis dos 20 lotes ofertados. 

Foto: Epower Bay

Após cerca de 12 horas, o leilão de linhas de transmissão de energia terminou com o maior deságio registrado em 20 anos, com um desconto médio de 55% nos 20 lotes que foram leiloados nesta quinta-feira (28), na sede da B3, em São Paulo.

A concorrência ficou suspensa por sete horas, devido a uma decisão judicial, o que atrasou o início do certame.

Às 9h, uma fila de investidores e analistas do setor elétrico se acumulava no local, já indicando a forte competitividade do leilão.

O certame, porém, só começou por volta das 16h. Uma das participantes, a Jaac Materiais e Serviços de Engenharia, que havia sido impedida de concorrer a um dos lotes por estar em desacordo com o edital, conseguiu uma decisão liminar na Justiça que impediu a realização do leilão.

O imbróglio só foi resolvido horas depois. O clima no salão da B3 era de tensão, e muitos dos participantes estavam revoltados com a falta de informações por parte da Aneel (agência reguladora do setor elétrico).

Ao dar as boas vindas aos investidores em discurso na B3, o ministro-chefe da Secretaria-Geral da República, Ronaldo Fonseca, destacou o crescimento do Brasil e sua “segurança jurídica aos investidores privados” —provocando gargalhadas do público que estava há horas esperando que a liminar fosse derrubada.

Um dos mais bem-humorados era Pratik Agarwal, presidente da empresa indiana Sterlite Power Grid, que foi a grande vencedora do leilão.

“Estamos esperando há seis meses [o certame]. Algumas horas não fazem diferença.”

A companhia levou seis dos 20 lotes ofertados e investirão R$ 3,64 bilhões para construir e operar as novas linhas contratadas nesta quinta.

A Sterlite entrou no mercado brasileiro no ano passado. No leilão de abril, levou dois projetos de menor porte. Na concorrência de dezembro, ganharam mais um lote, o maior daquele certame.

Ao fim do leilão, Agarwal parabenizou o “leilão tranquilo” e disse garantir que os projetos serão entregues no menor prazo possível.

Ao todo, foram contratados 20 lotes de linhas de transmissão em 16 estados brasileiros, que exigirão investimentos de R$ 6 bilhões nos próximos 30 anos.

A concorrência, que atraiu 47 grupos (entre empresas e consórcios) teve uma média de 11 proponentes por lote. Na última concorrência, a média tinha sido de 14 por lote, mas o número de projetos total era menor, de 11 lotes.

Outro destaque foi a ISA Cteep (Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista), controlada por uma empresa colombiana. O grupo levou dois lotes com deságios altos, de 66,65% e 73,29% —este último, o mais alto do leilão.

A Jaac, empresa cuja liminar provocou o atraso de sete horas, não levou nada, mas fez um lance competitivo no maior lote da competição —uma linha de 541 quilômetros entre Ceará e Rio Grande do Norte.

No entanto, acabou perdendo para os indianos da Sterlite —provocando uma comemoração entre os participantes presentes.

Os investidores chineses tiveram pouca presença. A CPFL, controlada pela State Grid, foi a única a levar um projeto, no Ceará, com receita anual de R$ 7,89 milhões.

O último lote, em Minas Gerais, foi colocado em disputa por volta das 21h e também foi arrematado pela Sterlite.

O grupo, que reunia cerca de 30 indianos, encerraram o pregão aos gritos de “Hexa! Hexa!”

O diretor da Aneel, André Pepitone, classificou o leilão como “extremamente exitoso”, e disse que a alta competitividade reflete a confiança dos investidores na regulação do setor.

Obras de Linhas de Transmissão:

LT 500 kV Paracatuba – Jaguaruana II, C1, com 155,03 km;
LT 500 kV Jaguaruana II – Açu III, C1, com 113,95 km;
LT 230 kV Jaguaruana II – Mossoró IV, CD, C1 e C2, com 2 x 54,54 km;
LT 230 kV Jaguaruana II – Russas II, C1, com 32 km;
LT 230 kV Caraúbas II – Açu III, CD, C1 e C2, com 2 x 65,13 km;
Trechos de LT em 500 kV entre o seccionamento da LT 500 kV Fortaleza II – Pecém II C1 e a SE Pacatuba, com 2 x 0,5 km.

Obras de Subestações e Compensador Estático:

SE 500/230 kV Jaguaruana II – (6+1 res.) x 250 MVA;

SE 500/230/69 kV Pacatuba – 500/230 kV – (6+1R)x200 MVA e 230/69kV – 2×200 MVA;
SE 230/69 kV Caraúbas II – 2 x 100 MVA;

Compensador Estático (-150/+300 Mvar);

Entre os 20 lotes leiloados, ele destacou três, localizados no Nordeste e no norte de Minas Gerais, cujo objetivo é aumentar o escoamento da energia solar e eólica gerada nas regiões.

Veja os vencedores:

Lote 20 – Minas Gerais
7 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 65,59 milhões para R$ 31,43 milhões – 52,08%
(Os indianos da Sterlite Power, que arremataram seis lotes, terminaram o leilão gritando “Hexa! Hexa!”)

Lote 19 – Paraná
9 proponentes
Vencedor – Energisa
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 78,28 milhões para R$ 33,515 milhões – 57,18%
(O lote teve uma dura disputa entre a indiana Sterlite e a Energisa)

Lote 18 – Maranhão
2 proponentes (4 inscritos desistiram)
Vencedor – Levado pelo consórcio IG/ESS com deságio de 23,62%
Deságio – receita anual inicial caiu de caiu de R$ 10,213 milhões para R$ 7,8 milhões

Lote 17 – Piauí
9 proponentes
Vencedor – consórcio Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 19,23 milhões para R$ 9,35 milhões -51,37%

Lote 16 – Maranhão e Piauí
5 concorrentes
Vencedor – F3C Empreendimentos
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 10,6 milhõ
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 52,337 milhões para R$ 25,32 milhões – 51,62%

Lote 11 – Tocantins
10 proponentes
Vencedor – Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 19,67 milhões para R$ 7,2 milhões – 63,39%

Lote 10 – São Paulo (para atender o Vale do Paraíba)
10 proponentes
Vencedor – Cteep
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 38,794 milhões para R$ 10,114 milhões – 73,92%

Lote 9 – Ceará
8 proponentes
Vencedor – CPFL (controlada pela chinesa State Grid)
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 16,693 milhões para R$ 7,885 milhões – 52,76%

Lote 8 – Alagoas
8 proponentes
Vencedor – Consórcio BR Energia/Enind
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 12,3 milhões caiu para R$ 8 milhões – 35,03%

Lote 7 – Sergipe e Bahia
10 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 133,27 milhões para R$ 52,51 milhões – 60,59%

Lote 6 – Bahia
Vencedor – Consórcio Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 17.427.700 para R$ 10,9 milhões – 37,45%

Lote 5 – Bahia
12 proponentes
Vencedor – Consórcio BR Energia / ENIND Energia (BRENERGIA, Brasil Digital telecomunicações e Enind Engenharia e construção)
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 10,544 milhoes para R$ 5,4 milhão – 48,78%

Lote 4 – Paraíba
11 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 60.002.250,00 para R$ 25,70 milhões – 57,16%

Lote 3 – Cruza Ceará e Rio Grande do Norte (541 km)
11 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 205,14 milhões para R$ 85,05 milhões 58,54%

(O primeiro lance a ser anunciado foi justamente o do consórcio da Jaac, que participa sob júdice, com alto deságio, de 51,94%. O lance gerou forte reação entre os participantes. O seguinte, porém, gerou ainda mais comoção: a indiana Sterlite Power ofereceu o lance vencedor, com desconto de 58,54%. A derrota da Jaac foi comemorada entre os participantes no salão da B3.)

Lote 2 – Rio de Janeiro
10 proponentes
Deságio – receita anual permitida caiu de caiu de R$ 31.055.370 para R$ 14.925.000 – 51,94%

Lote 1 – Santa Catarina
11 proponentes
Vencedor – consócio Columbia (Cteep vai assumir sozinha após saída da Taesa do consórcio )
Deságio – a receita anual permitida caiu de R$ 114.664.010 para 38.231.291 – 66,65%

Fontes: Thais Hirata | Folha de São Paulo | Portal EpowerBay

Foto: José Cruz / Agência Brasil

STF mantém fim do imposto sindical obrigatório

Por seis votos a três, ministros avaliaram que a norma não desrespeita a Constituição

O plenário do Supremo Tribunal Federal (STF) decidiu nesta sexta-feira (29), por seis votos a três, manter a extinção da obrigatoriedade da contribuição sindical, aprovado pelo Congresso no ano passado como parte da reforma trabalhista.

Desde a reforma, o desconto de um dia de trabalho por ano em favor do sindicato da categoria passou a ser opcional, mediante autorização prévia do trabalhador. A maioria dos ministros do STF concluiu, nesta sexta-feira, que a mudança feita pelo Legislativo é constitucional.

Votaram para que o imposto continue opcional a presidente do Supremo, ministra Cármen Lúcia, e o os ministros Alexandre de Moraes, Luís Roberto Barroso, Gilmar Mendes, Marco Aurélio Mello e Luiz Fux, que foi primeiro a divergir e a quem caberá redigir o acórdão do julgamento.

Em favor de que o imposto fosse compulsório votaram os ministros Rosa Weber, Dias Toffoli e Edson Fachin, relator das ações diretas de inconstitucionalidade que questionavam o fim da obrigatoriedade. Não participaram do julgamento os ministros Ricardo Lewandowski e Celso de Mello.

Em seu voto, no qual acabou vencido, Fachin sustentou que a Constituição de 1988 foi precursora no reconhecimento de diretos nas relações entre capital e trabalho, entre eles, a obrigatoriedade do imposto para custear o movimento sindical.

—Entendo que a Constituição fez uma opção por definir-se em torno da compulsoriedade da contribuição sindical — afirmou.

Federações sindicais

As dezenas de federações sindicais que recorreram ao STF alegam que o fim do imposto sindical obrigatório viola a Constituição, pois inviabiliza suas atividades por extinguir repentinamente a fonte de 80% de suas receitas. Para os sindicatos, o imposto somente poderia ser extinto por meio da aprovação de uma lei complementar, e não uma lei ordinária, como foi aprovada a reforma.

Durante o julgamento, a advogada-geral da União, Grace Mendonça, defendeu a manutenção da lei. Segundo a ministra, a contribuição sindical não é fonte essencial de custeio, e a CLT (Consolidação das Leis Trabalhistas) prevê a possibilidade de recolhimento de mensalidade e taxas assistenciais para o custear das entidades.

“Esse aprimoramento [da lei] é salutar para o Estado Democrático de Direito, que não inibiu, por parte das entidades, o seu direito de se estruturar e de se organizar. Há no Brasil, aproximadamente, 17 mil entidades sindicais, a revelar que essa liberdade sindical vem sendo bem observada”, argumentou a advogada-geral da União.

Fonte: Zero Hora

images_cms-image-000519854

Proposta tenta ‘fechar conta’ do setor elétrico

O governo está refinando os últimos números antes de convocar geradores hidrelétricos para propor uma solução regulatória para a judicialização relacionada ao déficit de geração hidrelétrica (GSF, na sigla em inglês para a diferença entre a energia que as hidrelétricas geraram e sua garantia física), apurou o Valor. A ideia é casar a proposta com alterações regulatórias que ajustem o que efetivamente é “risco hidrológico” e aquilo que não deve ser pago pelos geradores daqui para a frente.

A proposta se baseia na Lei 13.203, de 2015, mas traz aprimoramentos para garantir que os geradores tenham interesse no acordo.

Essa lei, conversão da Medida Provisória 688, foi publicada há três anos com o intuito de resolver a questão do risco hidrológico, mas as propostas para repactuação, que envolviam a compra de um seguro para compensar o déficit no futuro, só foram consideradas atrativas pelos geradores com contratos no mercado cativo (das distribuidoras).

No mercado livre, a guerra de liminares continuou, e já trava mais de R$ 6 bilhões na liquidação das operações de curto prazo.

Dos R$ 6 bilhões travados no mercado à vista por causa das liminares do GSF, cerca de R$ 2 bilhões não são considerados “risco hidrológico”, por ter relação com fatores adversos da hidrologia, como importação de energia e atrasos em projetos de transmissão. A ideia é transformar esse montante em cotas da conta de energia de reserva (Coner), encargo cujo rendimento será a contrapartida oferecida aos geradores em troca da desistência das ações judiciais.

A Coner tem rendimento quando o preço de energia no mercado à vista (Preço da Liquidação das Diferenças, o PLD) sobe. Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que faz a gestão da conta e gerencia as liquidações do mercado à vista, a conta teve rendimento de R$ 4 bilhões em 2016 e 2017. Hoje, o rendimento é destinado aos consumidores, para abater tarifas. Se houver acordo, os geradores hidrelétricos terão direito a parte dele.

Mensalmente, paga-se uma receita definida em leilão a geradores de energia de reserva. A energia gerada, contudo, é liquidada no mercado de curto prazo pelo PLD. Hoje, preço médio da energia de reserva é R$ 219 por megawatt-hora (MWh). O PLD desta semana está em R$ 505,18/ MWh. A diferença, depositada na Coner, é usada para abater tarifas.

Se a proposta for aceita, os geradores terão direito a uma “cota” do saldo da Coner. Se a hidrologia estiver ruim e o PLD subir, haverá lucro. Se a hidrologia for boa e o preço cair, o GSF também cai, o que também é positivo para o gerador. A compra das cotas da Coner pelos geradores que aceitarem repactuar o GSF já é permitida na Lei 13.203. Falta apenas ser regulamentada pela Aneel.

A grande diferença em relação à proposta apresentada – e rejeitada – em 2015 se refere ao futuro. Na época, os geradores precisariam comprar um “seguro” para minimizar o risco hidrológico futuro, por meio de depósitos na própria Coner.

A Aneel prevê resolver por meio da regulação todos os problemas que ainda existem no GSF. A agência deve expurgar do risco custos com atraso em transmissão e também com a importação de energia. Ano passado, grande parte do problema já foi solucionado, quando a Aneel tirou do GSF o custo com o despacho fora da ordem de mérito (GFOM) de termelétricas mais caras.

Uma reunião deve ser convocada com os principais geradores devedores do GSF nas próximas semanas, para que a ideia seja mostrada em detalhe. “Vamos fazer quando tivermos segurança dos números de cada geradora, estamos refinando os cálculos ainda”, disse uma fonte. A proposta está sendo costurada em grupo por representantes da Aneel, CCEE, Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e especialistas do setor.

No passado, a CCEE chegou a convocar reuniões com os geradores para discutir a proposta anterior, resultado de ampla discussão. As usinas receberiam, em contrapartida, a extensão de suas concessões de forma proporcional ao valor expurgado do GSF. O problema é que essa solução depende de alteração legal que permita prorrogar as concessões.

Isso chegou a ser incluído por meio de emenda na MP 814, que viabilizava a privatização das distribuidoras da Eletrobras, mas o texto caducou sem ser aprovado. Entidades do setor elétrico ainda tentam incluir a solução em uma emenda no projeto de lei (PL) 10.332, da privatização das distribuidoras, mas a resistência no Congresso é grande.

Segundo uma fonte que participa da disputa judicial, em discussões de 2017 o governo já havia admitido que parte do déficit oriundo do GSF é de responsabilidade da União. “A questão é como a União vai pagar a sua parcela de culpa”, disse. Para essa fonte, a situação é um clássico caso de desequilíbrio econômico-financeiro.

Para um executivo do mercado, a proposta que está sendo desenhada para solucionar o impasse do GSF tem pouca chance de sucesso. Segundo ele, se a equipe energética anterior, que tinham muita interlocução com o mercado e apoio incondicional do então ministro de Minas e Energia Fernando Coelho Filho, não conseguiu chegar a um acordo com as empresas, é pouco provável que o novo time tenha êxito nessa tarefa.

Segundo a consultoria GV Energy, de forma geral as elétricas adotaram postura conservadora, devido a incertezas relacionadas ao processo eleitoral, que poderá influenciar em decisões regulatórias importantes para os próximos anos, como a liberação das liquidações na CCEE e as negociações das despesas do GSF.

Fonte: Camila Maia e Rodrigo Polito | Valor Econômico

FOTO:WERTHER SANTANA / ESTADÃO

Geração de energia eólica bate novo recorde no Nordeste

A geração eólica já corresponde a mais de 10% da geração de energia elétrica no Brasil

A geração eólica bateu recorde no último sábado, 23, no Nordeste, atingindo 6.475 megawatts médios ou 70% da carga de energia elétrica deste subsistema, informou o Operador Nacional do Sistema (ONS) nesta segunda-feira. O último recorde de geração média diária tinha ocorrido no dia 14 de setembro de 2017, quando foram produzidos 6.413 MW médios.

O pico da geração eólica, ou geração instantânea, foi registrado às 10h9 do próprio dia 23 de junho, quando foram produzidos 7.311 MW. O montante equivale a 80% de toda a carga do Nordeste. O recorde de geração instantânea anterior havia acontecido no dia 25 de setembro de 2017, quando foram gerados 7.085 MW.

A geração eólica já corresponde a mais de 10% da geração de energia elétrica no Brasil – no último domingo, 24, registrou 12,29% do total de carga enviada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) – e tem melhor performance no período de seca, quando as hidrelétricas estão gerando menos do que no período chuvoso  (novembro a abril).

Os reservatórios das hidrelétricas no Nordeste estão operando com 38,1% de armazenamento de água, o mais baixo entre as regiões do País, porém bem melhor do que no mesmo dia do ano passado, quando registrou armazenagem de 18,09%.  Já o subsistema Sudeste/Centro-Oeste registrava armazenamento de 40,7% em 24/6 deste ano contra 42,63% na mesma comparação; o Sul está com 49% dos reservatórios cheios, contra 64,48% há um ano; e o Norte tem 70,7% dos reservatórios de hidrelétricas cheios, ante 95,85% no mesmo dia de 2017.

Fonte: Denise Luna | O Estado de São Paulo