Posts

02a27e3b4f76759db869f6db758f8924ea6de9229a5c83684b7a56802e2a6db7-1032x493

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

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

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

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

Linhas de transmissão e obras estruturantes

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

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

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

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

Fonte: Canal Energia

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

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

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

DCIM999GOPRO

Crescimento da GD no Brasil acende o sinal de alerta para os impactos na rede elétrica

Aneel acredita que a norma precisa ser ajustada para evitar prejuízos aos demais consumidores de energia

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) abriu consulta pública para reavaliar as regras da geração distribuída no Brasil (REN nº 482/2012). As preocupações estão relacionadas ao ritmo de crescimento apresentado por essa modalidade nos últimos três anos e aos impactos que a continuidade desse cenário pode causar no futuro sobre os demais consumidores de energia elétrica remanescentes no sistema tradicional.

Segundo dados da Aneel, até abril deste ano foi verificada uma potência instalada de 317 MW em sistemas de micro e minigeração, quando as projeções da agência (atualizadas em maio de 2017) estimavam em 214 MW para esse período. A Aneel identificou que essa elevação de potência tem forte relação com a criação das modalidades de geração compartilhada e autoconsumo remoto, criadas pela Resolução Normativa nº 687/15.

“Somando-se a isso uma esperada redução dos preços dos componentes da GD, decorrente da sua maior penetração e evolução tecnológica. Assim, o Sistema de Compensação precisaria ser reavaliado de modo a equilibrar a regulamentação com a situação atual do mercado, sendo necessário avaliar a pertinência da forma de remuneração atual, ponderando a previsão da magnitude dos impactos que a GD causará na rede e a sua sustentabilidade”, destaca a Nota Técnica n° 62/2018, cujo objetivo é subsidiar a discussão.

Desse modo, para evitar que se chegue em uma realidade em que a GD seja excessivamente benéfica a quem instala, e, ao mesmo tempo, prejudicial às distribuidoras e posteriormente aos demais consumidores, a questão a ser atacada é um possível desalinhamento da forma de compensação vigente em relação à atual realidade da GD.

A consulta pública 10/18 recebe contribuições até 17 de julho. Nessa primeira etapa, objetivo principal é apresentar a proposta de metodologia da Análise de Impacto Regulatório (AIR) sobre a forma de compensação da energia gerada pela GD. Uma vez concluída essa fase, haverão mais duas audiências públicas entre o segundo semestre de 2018 e primeiro semestre de 2019. A ideia é que a nova resolução sobre GD seja publicada no final de 2019.

Independente de qual caminho seguirá a nova regra, a Aneel reforça que quaisquer mudanças na forma de compensação devem valer apenas para os acessantes conectados a partir da vigência da nova norma, e não interfiram, dentro de determinadas condições e num horizonte definido, naqueles que já estão conectados. “A consequência de não se aplicar esse princípio seria a elevação do risco regulatório, desestimulando interessados ou aumentando o prêmio de risco exigido”, diz a nota técnica. Clique aquie veja quais pontos podem ser mudados.

Fonte: Wagner Freire | Agência Canal Energia

Fonte: MME

Leilão de energia A-6 atrai cadastro de 59 GW em projetos de geração, diz EPE

O leilão de energia A-6, agendado para 31 de agosto, que contratará novas usinas de geração para operação a partir de 2024, recebeu cadastramento de mais de 1 mil projetos, que somam 59,1 gigawatts em capacidade instalada, informou a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) nesta segunda-feira (21).

As termelétricas a gás natural lideram em termos de capacidade, com 28,65 gigawatts inscritos, divididos em 39 projetos. Já as usinas eólicas dominam o cadastro em número de empreendimentos — são 928 cadastrados, em um total de 27,1 gigawatts.

O leilão tem inscritos para a disputa, ainda, 333 megawatts em hidrelétricas de maior porte, com 7 projetos, e 941 megawatts em pequenas hidrelétricas, ou 66 projetos, além de cerca de 1 gigawatt em usinas à biomassa e 940 megawatts em térmicas a carvão.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

 

Brasil-realizará-novo-leilão-de-energia-A-6-em-2018

Governo muda sistemática do leilão A-6; cadastramento é reaberto

O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou no Diário Oficial da União (DOU) desta terça-feira, 15 de maio, a Portaria nº 159, que estabelece a nova sistemática para realização do Leilão de Energia A-6 de 2018. O certame está previsto para ser realizado no final de agosto, com início de suprimento para janeiro de 2024. Agentes poderão rever a participação, pois o cadastramento de projetos foi reaberto até 18 de maio.

O governo decidiu dividir as contratações em três produtos: dois na modalidade por quantidade de energia elétrica para empreendimentos de geração oriundos de fonte hidrelétricas com prazo de suprimento de 30 anos e de fonte eólica com prazo de suprimento de 20 anos, e outro na modalidade por disponibilidade de energia elétrica para empreendimentos de geração oriundos de fonte termelétrica à biomassa, carvão e gás natural com prazo de suprimento de vinte e cinco anos.

“Ressalta-se que será o primeiro certame que a fonte eólica será contratada na modalidade por quantidade, em que os riscos são assumidos pelo gerador. Tal decisão ocorreu considerando a maturidade da fonte e sua consequente competitividade. Outra definição da sistemática se refere à competição dos empreendimentos termelétricos de diversas fontes, à biomassa, carvão e gás natural, ocorrer em um único produto”, informou o MME em nota.

A sistemática do leilão A-6 2018 prevê duas fases. A primeira fase, exclusiva para UHE cuja potência seja superior a 50 MW, é composta por uma etapa inicial de envelope fechado, por uma etapa contínua e por uma etapa discriminatória de envelope fechado. A demanda residual da primeira fase define a demanda a ser contratada na segunda fase. Cabe lembrar que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) cadastrou apenas 333 MW de capacidade de UHEs, mas há apenas um projeto do tipo com potência superior a 50 MW, localizado no Paraná (118 MW).

A segunda fase do certame será composta por três etapas: uma inicial, em que os vendedores poderão ofertar um único lance de quantidade e preço, associado a cada empreendimento para cada um dos três produtos. A segunda etapa de submissão de lances contínuos, cujo critério de seleção é por menor preço, com três produtos distintos: hidrelétrica, eólica e termelétrica. A terceira etapa, de ratificação, para possibilitar ao vendedor confirmar a contratação parcial do empreendimento marginal, por produto.

Segundo o MME, a sistemática do último leilão A-6 de 2017 resultou em uma sobrecontratação expressiva das distribuidoras participantes, devido à regra que previa a contratação da totalidade do empreendimento marginal, por produto, mesmo ultrapassando a quantidade demandada. Esse fato foi acentuado no produto termelétrico a gás natural, devido à baixa demanda por esta energia e às características atuais desses projetos. Essa regra, adotada em todos os leilões de novos empreendimentos, está relacionada à lógica de viabilizar, economicamente, a implantação de usinas em modelo project finance, com predomínio de contratos de longo prazo, em ambiente de contratação regulada.

Contudo, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), em 7 de fevereiro, propôs a reavaliação da metodologia para minimizar o risco de sobrecontratação pelas distribuidoras em leilões futuros. Assim, para o leilão A-6 de 2018, previsto para 31 de agosto, foram avaliadas opções para mitigar a sobrecontratação, dentre elas, o rateio da energia excedente, entre todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica; alternativa que não encontra amparo legal.

Nesse contexto, a Comissão Especial de Leilões de Energia Elétrica (CELEE) indicou como solução possível de ser implementada, a tempo de realização deste certame, a contratação parcial da energia oriunda do empreendimento marginal, por produto. A proposta será de a sistemática do Leilão A-6/2018 dar a opção ao titular do empreendimento marginal, por produto, de contratar apenas parte da energia pelo preço em R$/MWh previamente ofertado evitando, assim, a contratação de energia que exceda o montante declarado pelas distribuidoras.

Ainda, devido às alterações na contratação da usina marginal, o MME reabriu, até 18 de maio de 2018, o cadastro de empreendimentos para participação no certame. Até o presente momento, conforme divulgado pela EPE, em 9 de maio de 2018, foram cadastrados para o certame 1.080 projetos somando 57.959 MW de capacidade instalada, em que a maior parte da oferta cadastrada em termos de potência são, respectivamente, de empreendimentos termelétricos a gás natural, eólicos, hidrelétricos, termelétricos a biomassa e termelétricos a carvão.

Fonte: Canal Energia | Wagner Freire

020_TS_-_Fortaleza

Linha de transmissão entre Rio Grande do Norte e Ceará deve girar R$ 1,2 bilhões em investimentos

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou que vai leiloar concessões para a construção, operação e manutenção de 543 quilômetros (km) de linhas de transmissão no Ceará e no Rio Grande do Norte, que. Segundo a Aneel, as obras vão gerar 2.726 empregos diretos nos dois estados.

Ao todo, a agência vai leiloar aproximadamente 2,6 mil km de linhas de transmissão em 16 estados. Em uma das linhas a serem leiloadas que está inserida em solos cearense e potiguar, o investimento previsto é de R$ 1,2 bilhão para 541 km de linha com potência de 3.300 megavolt-amperes (MVA) em um prazo de 60 meses, que gerará 2.434 empregos diretos.

Além disso, também será leiloada outra linha no Ceará com 2 km de extensão e potência de 450 MV, com previsão de investimento de R$ 102 milhões e geração de 24 empregos diretos.

Subestações

O edital do certame foi aprovado na última terça-feira (15) em reunião pública da diretoria da Aneel. Além das linhas de transmissão, o leilão contará com 12,2 mil MVA de capacidade de transformação em subestações. No certame são estimados cerca de R$ 6 bilhões em investimentos e geração de 13,6 mil empregos diretos.

De acordo com o informe da Aneel, o leilão deve acontecer dia 28 de junho, na sede da B3 em São Paulo, concessões para a construção, operação e manutenção de aproximadamente 2,6 mil km de linhas de transmissão em 16 estados.

“O leilão será dividido em 20 lotes. As instalações deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 63 meses, a partir da data de assinatura dos contratos de concessão”, detalhou a Agência em nota publicada em seu portal na internet.

No certame, conforme a estimativa divulgada pela Aneel, são estimados cerca de R$ 6 bilhões em investimentos a partir da construção e manutenção das linhas de transmissão de energia, além da geração de 13,6 mil empregos diretos a partir destes empreendimentos.

Fonte: Diário do Nordeste

ELE1 - RJ - 18/07/2013 - ELETROBRAS/GREVE - ECONOMIA OE - Fachada do prédio da Eletrobrás, no centro do Rio de Janeiro. Os funcionários da Eletrobras entraram em greve na última segunda-feira (15). Foto: MARCOS DE PAULA/ESTADÃO. Foto: MARCOS DE PAULA/ESTADÃO

Comissão aprova relatório sobre distribuidoras da Eletrobrás

Comissão especial da Medida Provisória 814 aprovou o relatório do deputado Júlio Lopes, que deve ser votado na Câmara em até 2 semanas; para Aneel, medidas vão elevar a conta de luz dos consumidores

A comissão especial da Medida Provisória 814, que trata das distribuidoras da Eletrobrás, aprovou nesta quarta-feira, 9, o relatório apresentado pelo deputado Júlio Lopes (PP-RJ). Na votação, 17 deputados e senadores votam a favor da proposta e sete contra. O texto segue para votação no plenário da Câmara e do Senado e tem que ser aprovado até 1º de junho para não perder validade.

O relator disse que o texto deve ir à votação na Câmara em até duas semanas. “Depende do presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ), mas estou confiante de que ele pautará tão logo a ordem cronológica permita”, disse Lopes. “Eu acredito que, sem ser semana que vem, na outra.”

A despeito das análises da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), da Consultoria Legislativa do Senado e da Associação de Grandes Consumidores de Energia (Abrace), de que o relatório eleva o custos para o consumidor e vai aumentar a conta de luz, o deputado defendeu as medidas. A MP original tinha apenas quatro artigos, mas o relatório final foi aprovado com 27.

O relatório foi necessário para reestruturar e dar credibilidade ao setor elétrico. O relatório foi tão amplo quanto o necessário para desjudicializar o setor”, disse.

Lopes decidiu propor mudanças para o programa Tarifa Social, que promove descontos escalonados na conta de luz de clientes de baixa renda. Os beneficiários terão isenção para consumo de até 80 kWh mês, o que vai elevar custos embutidos na conta de luz de todos os brasileiros. Hoje, os descontos variam conforme a faixa de consumo mensal, limitado a 220 kWh por mês, e aqueles que consomem até 30 kWh por mês têm direito ao maior desconto, de 65%.

Haverá isenção para aqueles consumirem 80 quilowatts-hora (kWh), que é mais da metade do consumo dos clientes do Sul e Sudeste, que é de 135 kWh”, disse. Apesar do aumento de custo, o deputado avalia que o governo não vai vetar e medida, em razão do “enorme avanço social” e que haverá queda de custos devido à publicação dos dados dos beneficiários na internet, tais como nome e CPF.

Lopes também não acredita no veto da medida que que obriga a União a pagar, por dois anos, salários para os empregados que forem demitidos após a venda das distribuidoras. O limite de salários será o teto pago pela Previdência, atualmente em R$ 5.645,81. Ainda segundo o relatório, a União poderá gastar, no máximo, R$ 290 milhões com essas indenizações. O benefício não foi concedido aos trabalhadores da Celg, distribuidora de Goiás.

“O próprio senador Eduardo Braga (MDB-AM), que foi governador e ministro de Minas e Energia, nos pediu uma forma de atender a esse pleito”, afirmou.

O deputado manteve a proposta que permite o reajuste das tarifas da usina nuclear de Angra 3, que pode dobrar de preço. A usina já consumiu bilhões em investimentos, e as obras foram paralisadas após a constatação de desvio de recursos e a prisão de executivos da companhia envolvidos em corrupção.

A MP também permite a realização de um leilão atrair um sócio privado para a usina nuclear. Segundo Lopes, o sócio privado teria apenas uma participação minoritária na usina, mas o controle continuaria com a União. Isso, segundo ele, não fere a Constituição, que impõe monopólio estatal no setor nuclear.

Lopes também manteve a proposta que eleva o preço do gás vendido pela Petrobras para termelétricas mais antigas, contratadas na época do racionamento, e a criação do Dutogas, fundo que vai tirar 20% dos recursos do Fundo Social do pré-sal, destinados à saúde e à educação para a expansão de gasodutos. Ele retirou, no entanto, a cobrança de um encargo de 1% sobre as tarifas de transporte de gás para abastecer o fundo.

O deputado também manteve a medida que permite a compra de imóveis por empresas estrangeiras do setor elétrico, principalmente eólicas e solares. As terras, após a concessão, serão devolvidas para a União. A proposta dispensa as empresas do Cadastro Ambiental Rural (CAR). Segundo ele, porém, haverá licenciamento ambiental específico e cobrança de compensações.

Fonte: Anne Warth | O Estado de S.Paulo

x1389801_47551157.jpg.pagespeed.ic.tD4G2qBlVp

Mudanças na tarifa social podem ter impacto em torno de R$ 1 bilhão para consumidores, diz Aneel

Possível alteração criaria faixa de gratuidade de 80 quilowatts-hora (kWh) para todas as famílias beneficiadas

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) reforçou suas críticas às alterações no texto da Medida Provisória 814, que trata da privatização da Eletrobras, por considerar que haverá o encarecimento da conta de luz no país. Em ofício enviado a alguns parlamentares, na última sexta-feira, a agência destaca que uma das mudanças, que diz respeito à criação de uma faixa de gratuidade de 80 quilowatts-hora (kWh) para todas as famílias beneficiadas com a tarifa social, terá um impacto de cerca de R$ 1 bilhão, subsídio que precisaria ser dividido entre os consumidores.

Hoje, o programa prevê descontos de acordo com o consumo. A tarifa social, mais baixa e calculada de acordo com a concessionária, vale para quem consome até 200 kwh de energia e está inscrito nos programas sociais do governo, como o Bolsa Família. A ideia é criar uma faixa com custo zero para esse consumidor de baixa renda.

No documento, a agência avalia ser possível a criação de uma faixa de gratuidade de até 50 quilowatts-hora por mês. Esse número é menor do que o sugerido pelo relator da MP, deputado Julio Lopes (PP-RJ), que é a adoção de uma faixa de 80 kWh.

“Para haver equilíbrio do orçamento, a gratuidade deveria ser limitada a 50 kWh, mantido o critério atual de concessão do benefício. Para se elevar a gratuidade para 80 kWh, o critério para o benefício deveria ser o Bolsa Família, que representa 70% das famílias atualmente alcançadas pela tarifa social”, destacou a Aneel.

O projeto de conversão deve ser apreciado no início da semana que vem, por uma comissão especial do Congresso. Em seguida, será votado na Câmara e no Senado.

REMUNERAÇÃO PARA ANGRA 3

Além da tarifa social, o relatório de Lopes propõe, entre outras coisas, o aumento da remuneração da usina nuclear de Angra 3, a ampliação dos subsídios para o fornecimento de gás para a região Norte e a correção do preço do gás natural usado nas usinas do Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), criado às vésperas do racionamento de 2000.

No caso de Angra, o relatório prevê que o governo aumente a tarifa de energia elétrica para viabilizar a retomada das obras do empreendimento, que se encontram paradas por suspeita de corrupção. A tarifa, que hoje está em US$ 75 por megawatt/hora, pode dobrar e atingir até US$ 150. A construção da usina, sob responsabilidade da Eletronuclear, está parada desde 2015 em meio à crise nas contas públicas e à Operação Lava-Jato.

Segundo a Aneel, a revisão de preços de contratos deve ser feita de forma excepcional e é matéria do Poder Executivo. Ou seja, o Poder Legislativo não pode definir parâmetros para a revisão.

“A Aneel desconhece os parâmetros para a revisão do preço, mas numa conta preliminar, o impacto seria de aproximadamente R$ 820 milhões por ano”, diz um trecho do documento.

A agência também reforça sua discordância em relação à proposta de correção do preço do gás natural usado nas usinas. Para a Aneel, haverá aumento das tarifas dos consumidores sem justificativa, com custo adicional da medida para o consumidor de R$ 2,1 bilhões, o equivalente à implantação de 400 megawatts de usinas eólicas ou solares por ano.

“Os contratos de fornecimento de gás ao PPT são atos jurídicos perfeitos. Não faz sentido onerar o consumidor com reajuste de preços não previstos contratualmente, com aumento de subsídios e encargos setoriais com repercussão nas tarias de todo o segmento de consumo”, diz a Aneel.

Outro ponto que não tem a concordância da Aneel é a proposta que obriga a contratação anual de geração distribuída, de fontes alternativas e sem limite de repasse. Segundo a agência, o leilão centralizado assegura modicidade tarifária e o governo deve ter flexibilidade para propor os leilões que assegurem o interesse público.

“Atualmente as fontes alternativas são competitivas, tendo elevado sua participação e reduzido seus preços”.

Procurado, Julio Lopes assegurou que seu objetivo não é encarecer a conta de luz do consumidor, e sim dar ao sistema mais controle e transparência. Disse que seu relatório foi construído para dar segurança jurídica e previsibilidade ao setor no Brasil.

— Vamos produzir um resultado bastante significativo de modicidade tarifária. Vamos simplificar e melhorar o sistema — afirmou.

Segundo ele, existem, atualmente, 8,380 milhões de consumidores beneficiados com a tarifa social. A ideia é que cada empresa e cada cidadão contemplado com algum tipo de subsídio tenha seja identificado na internet.

— Quando passou a ser obrigatório, na declaração do Imposto de Renda deste ano, o fornecimento do CPF dos dependentes com idade acima de oito anos, sumiram 16 milhões de dependentes — disse o deputado, acrescentando que há dispositivos que permitem que o aumento dos custos seja compensado pela antecipação da renovação de contratos de hidrelétricas.

 Fonte: O Globo | Eliane Oliveira