Posts

Foto: Eletron Energia

Mercado livre de energia faturou R$ 110 bilhões em 2017

Segundo Abraceel, crescimento foi de 17%, com a entrada de 1.700 novos consumidores

Corroborando a progressão cada vez maior do mercado livre de energia como forma potencial de economia, um levantamento realizado pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia registrou crescimento de 17% no segmento durante o ano passado, com a entrada de 1.700 novos consumidores livres e um faturamento de R$ 110 bilhões. O estudo ainda apontou um valor transacionado de 80 GW médios e um giro de 4,4 vezes dos contratos.

De acordo com os dados da Abraceel, os comercializadores representaram 50% desse volume, com um aumento de 40%.  Um ponto a se destacar é o Ambiente de Comercialização Livre (ACL) como grande propulsor das fontes renováveis no país, com cerca de 30% de toda a energia sendo comercializada pelo mercado livre veio de usinas eólicas, solares, de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas. “Nosso segmento é fundamental para garantir a competitividade e sustentabilidade do setor produtivo”, afirmou Reginaldo Medeiros, presidente da Abraceel.

Nenhum dos segmentos da economia registrou retração no consumo de energia elétrica no ACL em 2017. Os grandes destaques em crescimento foram dos setores de Comércio, com 63,3%, de Serviços, 39,1%, e Saneamento e de Alimentos, com 32,4% e 38,1% respectivamente. “Precisamos agora levar o benefício do mercado livre a um número maior de empresas, aprovando a reforma setorial em tramitação no Congresso Nacional”, avaliou o presidente da associação.

Foto: Paulo Whitaker

Comercializadoras de energia têm fortes ganhos em 2017 e setor acelera expansão

Empresas de comercialização de eletricidade, que atuam no chamado “mercado livre” de energia e fecham contratos de compra e venda junto a geradores e grandes clientes, como indústrias, tiveram no ano passado um dos melhores desempenhos da história, o que tem impulsionado o crescimento dos negócios no setor.

Em meio aos bons resultados, o número de comercializadoras no mercado pode ter em 2018 o maior salto em anos, com 36 processos para a abertura de novas empresas no ramo já em andamento, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Ao longo de 2017, o quadro de comercializadoras ganhou 28 companhias, uma expansão de 15 por cento, a maior registrada desde 2012. Atualmente, são 222 empresas em operação no segmento.

“Acho que, se a gente for classificar, foi o melhor ano para as comercializadoras… A grande maioria delas aproveitou essa tendência e acabou tendo um resultado muito bom”, disse à Reuters o presidente da Comerc Energia, Cristopher Vlavianos.

A empresa viu uma alta de 32 por cento no faturamento em 2017, para 1,8 bilhão de reais.

Segundo o executivo, esse bom desempenho da Comerc e de outras comercializadoras foi ajudado por mudanças regulatórias que tornaram mais previsível a evolução dos preços no mercado livre de eletricidade ao longo de 2017.

Essas alterações, que entraram em vigor em maio passado, tinham como objetivo tornar mais realistas os preços no mercado, por meio de uma nova metodologia de cálculo que dá maior peso a cenários pessimistas de chuvas na região das hidrelétricas.

Mas essa nova metodologia teve na prática um impacto altista nos preços, que foi largamente antecipado pelos agentes de mercado de comercialização, os quais conseguiram realizar operações no mercado para ganhar com a aposta em uma alta das cotações.

“Foi realmente um ano muito bom para nós, em linha com o mercado em geral… Houve uma certa previsibilidade, e as casas que tem uma área de preço, de estudo, de inteligência, conseguiram (acertar a aposta)… De fato, os faturamentos estão bem expressivos”, disse Danilo Marchesi, sócio da comercializadora Compass.

Ele não citou números de faturamento porque a Compass ainda não fechou o balanço financeiro de 2017.

Mas grandes elétricas que já divulgaram os resultados de 2017 também mostraram números amplamente favoráveis nas operações de comercialização.

A francesa Engie Brasil Energia viu uma alta de 88 por cento na receita de venda de energia a comercializadoras em 2017, para cerca de 600 milhões de reais.

A EDP Brasil teve uma expansão de 37 por cento no volume de energia transacionado por sua unidade de comercialização na comparação com 2016, enquanto o preço médio praticado subiu 34 por cento entre um ano e outro.

Setor em alta

O bom momento das comercializadoras no ano passado também foi impulsionado por um grande crescimento no número de clientes visto desde 2016, após uma alta de mais de 50 por cento nas tarifas cobradas pelas distribuidoras em 2015 aumentar a economia para as empresas que decidem comprar eletricidade no chamado mercado livre.

Esse movimento tem feito cada vez mais investidores olharem para negócios nesse mercado, disse à Reuters o presidente da consultoria Thymos Energia, João Carlos Mello.

“A gente vê grandes empresas focadas nisso, bancos entrando no jogo. É um mercado que vai amadurecer bastante”, afirmou.

Ele apostou, no entanto, que novas mudanças previstas na regulamentação —como um cálculo realizado a cada hora para os preços a partir de 2019, ante a cada semana atualmente— irão “afunilar” o setor, ao tornar as operações mais complexas, o que poderá favorecer um movimento de consolidação no segmento.

“Imagino que vai ter um pouco de fusões, e uma redução no número de comercializadoras… Provavelmente em 2019 e 2020”, afirmou.

Enquanto isso, as comercializadoras também aproveitam para expandir a atuação para outras atividades, como consultoria e serviços, mercados que também estão bastante aquecidos, conforme a recessão força empresas e indústrias a buscar meios de economizar os custos com eletricidade.

“A perspectiva para este ano também é muito boa, até em termos de novos negócios. Estamos crescendo bastante na área de eficiência energética, de energia solar”, disse Vlavianos, da Comerc.

As comercializadoras também apostam que o número de clientes no mercado livre de eletricidade terá um bom crescimento no próximo ano, uma vez que fortes reajustes nas tarifas de distribuidoras ao longo de 2018 deverão impulsionar clientes a buscar preços mais baixos.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou recentemente reajustes de mais de 10 por cento para as tarifas de diversas distribuidoras, como Light, Enel Rio e Cemig, entre outras.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Foto: Shutterstock

Aneel aprova edital para primeiro leilão de energia de 2018

Marcado para 4 de abril, leilão terá valor máximo de R$ 329 por MWh. Grupos vencedores começarão a entregar a energia às distribuidoras em 1º de janeiro de 2022.

Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (27) o edital do primeiro leilão de energia elétrica de 2018, que será realizado no dia 4 de abril.

No leilão, será ofertada para as distribuidoras energia gerada por fontes hidrelétricas, eólicas e solar, além de termelétrica movida a biomassa.

A energia é contratada pelas distribuidoras de energia, de acordo com a necessidade que cada uma para atender o seu mercado consumidor.

De acordo com a agência, o preço máximo da energia variará de R$ 169,17 a R$ 329 por megawatts-hora (MWh), dependendo do tipo de geração. Ganha o leilão a usina que aceitar receber o menor valor pela energia elétrica que vai fornecer.

O prazo de concessão para as usinas hidrelétricas será de 30 anos. Para as outras usinas, de 20 anos. O início da oferta de energia é em 1º de janeiro de 2022.

Fonte: Laís Liz | Portal G1

DNT 29-08-2017  BOM JESUS DA LAPA - BA / ESPECIAL DOMINICAL / EXCUSIVO EMBARGADO / ECONOMIA / MAIOR USINA SOLAR DO BRASIL - Torres de linha de transmissao proximo ao parque solar da empresa Enel Green Power na cidade de Bom Jesus da Lapa no interior da Bahia e o maior do pais gerando energia suficiente para abastecer 166 mil residencias por ano - FOTO DANIEL TEIXEIRA/ESTADAO

Mercado livre de energia atrai mais investidores

Das dez maiores comercializadoras de energia independentes, seis têm alguma parceria com empresas estrangeiras e do setor financeiro

Consideradas durante anos como a segunda divisão do setor elétrico, as comercializadoras de energia viraram um negócio bilionário, cobiçado por bancos e fundos de investimentos. Essas empresas são o principal elo de um segmento que não para de crescer no País: o mercado livre de energia, ambiente que permite aos consumidores deixarem de ser atendidos por distribuidoras para escolherem de quem vão comprar a eletricidade (ver quadro).

As comercializadoras fazem a intermediação entre geradores e consumidores, além de prestarem assessoria aos clientes na redução de custos. Com a escalada da conta de luz nos últimos anos e a necessidade cada vez maior de as empresas melhorarem a competitividade, esse universo de clientes aumentou e incentivou novos negócios.

De 2015 para cá foram criadas 50 novas comercializadoras, somando 222 empresas. Para este ano há 35 pedidos de aberturas, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

O movimento é acompanhado de forte apetite do setor financeiro e de empresas estrangeiras. Hoje, das dez maiores comercializadoras independentes (não ligadas a geradores) do País, seis já têm algum tipo de parceria ou sócios do setor financeiro e de empresas estrangeiras. A lista inclui BTG, que hoje está entre as dez maiores comercializadora do País; o banco de investimento australiano Macquarie, sócio da Nova Energia; e o Credit Suisse, que ajudou a Delta a desenvolver um fundo de investimento de R$ 1 bilhão com ativos lastreados na venda de energia.

Uma das últimas investidas ocorreu em agosto passado, quando o banco Brasil Plural comprou 100% da Celler, comercializadora até então considerada pequena. Mas, desde a aquisição, que ainda precisa ser aprovada pelo Banco Central, a empresa saltou 20 posições no ranking nacional das comercializadoras independentes e está entre as dez maiores.

“O faturamento subiu de R$ 200 milhões para perto de R$ 1 bilhão e o lucro líquido triplicou”, diz o co-presidente da Celer, Cristian Nogueira, responsável pela Mesa de Energia do Brasil Plural. Segundo ele, trata-se de um casamento perfeito, pois os clientes são os mesmos do banco.

O próximo passo é criar duas novas comercializadoras, sendo uma para contratos com um único consumidor e outra para negociar contratos de energia pré-paga (compra-se do gerador mais barato e ganha na venda pelo valor de mercado). Os produtos financeiros ligados à energia elétrica tem tido grande apelo no mercado, especialmente por parte de fundos de investimentos e de family office.

Transparente. De olho nesse filão, a Delta – antiga comercializadora do mercado –, se uniu com o Credit Suisse para desenvolver um fundo de investimentos que foca, especialmente, no pré-pagamento de energia. O fundo CSHG Delta Energia foi aberto em 21 de julho do ano passado e captou R$ 1 bilhão.

A meta é obter um retorno de 20% a 25% ao ano com o produto. “O setor tem evoluído muito, está mais transparente e as regras são estáveis”, afirma Ricardo Lisboa, sócio do Grupo Delta Energia.

O executivo afirma que desde 2012 tem percebido o interesse de investidores por esse tipo de produto mais sofisticado. No passado, com a falta de incentivo para o crescimento do setor, houve muita especulação nas operações de mercado, o que criou uma certa aversão da ala mais conservadora do setor e até mesmo do governo.

Em 2008, com a crise energética no País, muitas comercializadoras que especulavam no setor quebraram, lembra Gustavo Machado, sócio fundador da Nova Energia, que tem como sócio o banco australiano Macquarie.

“Mas hoje o cenário é outro. A base de clientes aumentou de forma significativa e turbinou o crescimento do mercado”, diz Machado. Em 2015, o mercado livre contava com 1.826 consumidores. Atualmente são em torno de 5 mil. Ou seja, o mercado quase triplicou no período, e criou empresas bilionárias.

No ano passado, a Nova Energia, por exemplo, faturou R$ 3 bilhões com a compra e venda de energia. A Comerc, outra empresa tradicional do setor, faturou próximo de R$ 1,8 bilhão e já foi sondada por investidores para possíveis parcerias.

O presidente da empresa, Cristopher Vlavianos, afirma que o crescimento do mercado se deve especialmente à busca das empresas por custos menores de energia. “O consumidor também vê esse como um mercado de oportunidades.”

Fonte: Reneé Pereira | O Estado de São Paulo

ind5010401i01

Horizonte para leilões em diferentes áreas de energia é favorável em 2018

O mercado vislumbra um cenário positivo para os leilões de energia – incluindo geração e transmissão, além de petróleo e gás – neste ano, após o êxito das rodadas promovidas pelo governo em 2017.

De acordo com o especialista em energia Juarez Fontana, os recentes leilões sinalizam um horizonte extremamente favorável para os diferentes segmentos de energia no Brasil no curto e médio prazo.

“Principalmente na camada pré-sal, 2018 vai ser um ano brilhante para o setor no País”, avalia o consultor.

Com a retração econômica entre 2015 e 2016, houve uma paralisação dos leilões de energia elétrica por quase um ano e meio no Brasil, que só foram retomados em dezembro do ano passado. Porém, com um ambiente econômico mais favorável, a atratividade desses certames pode ser medida pelos altos deságios obtidos.

No leilão A-6, por exemplo, o preço médio final das negociações ficou em R$ 189,45 por megawatt-hora (MWh), com deságio de 38,7%, incluindo térmicas e Pequenas Centrais Hidrelétricas. Apenas para a contratação de energia eólica o deságio atingiu 64,2%, representando um preço de médio de cerca de R$ 98,62 MWh.

Já no leilão A-4, o deságio médio geral ficou em 54,6% (R$ 144,51 por MWh), enquanto para os projetos fotovoltáicos o desconto chegou a 57%, para R$ 98,62 MWh.

“Foi a primeira vez que vendemos energia a um custo abaixo da térmica a biomassa e da hidráulica”, comemora o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia. A redução dos preços das ofertas foi resultado da grande quantidade de projetos represados desde meados de 2015, e pela agressividade dos concorrentes nos lances.

“As vencedoras foram empresas consolidadas e com acesso a financiamento direto”, destacou o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne) e do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN), Jean-Paul Prates. Segundo ele, ainda existem muitos projetos habilitados que deverão ser arrematados nos leilões previstos para 2018. “O cenário é bastante favorável para este ano”, acrescenta.

Petróleo e gás

O ano de 2017 também foi altamente movimentado no setor de óleo e gás, que contou com licitações em terra e águas profundas – 14ª rodada da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) – e as 2ª e 3ª rodadas sob o regime de partilha na camada pré-sal.

“As majors globais estão em busca de reservas para exploração e produção abundantes já descobertas e o Brasil é o único país do mundo com esse perfil”, analisa Fontana.

Só a 14ª rodada de licitações teve o maior bônus total de assinatura da história, de aproximadamente R$ 3,8 bilhões, além de um ágio de 1.556,05%. “Daqui a alguns anos, o mercado global de óleo e gás vai ter uma mudança radical, com uma demanda cada vez menor por combustíveis fósseis. Neste cenário, a busca por investimentos de curto prazo em petróleo vai aumentar e o Brasil vai ser protagonista no mundo”, diz o analista.

Ele acrescenta que a Petrobras ainda terá uma longa jornada de atuação sem precisar abrir mão de nenhum ativo estratégico, enquanto concorrentes globais poderão elevar o seu market share interno. “As majors devem vir neste ano com muito apetite pelos ativos brasileiros, o que deve trazer bons resultados para os leilões”, destaca Fontana.

Fonte: Jornal DCi | Rodrigo Petry

SÃO JOSÉ DA BARRA/MG 06/03/2017 METROPOLE / USINA DE FURNAS / CREDITO RENE MOREIRA/ESTADÃO

Disputas judiciais podem empurrar para 2019 privatização da Eletrobrás

AGU recorreu ao STF para tentar derrubar suspensão de medida provisória que permite venda da elétrica; brigas na Justiça e dificuldades do Planalto para aprovar Previdência podem deixar processo para o próximo governo, dizem analistas

A Advocacia-Geral da União (AGU) e a Câmara dos Deputados recorreram nesta segunda-feira, 15, ao Supremo Tribunal Federal (STF) para tentar derrubar a decisão que suspendeu a Medida Provisória 814/2017, que permite a privatização da Eletrobrás e subsidiárias. Para analistas, uma possível batalha jurídica, aliada a dificuldades do Planalto em aprovar a reforma da Previdência no Congresso, podem deixar a venda da elétrica para o próximo governo.

Na última quinta-feira, 11, o juiz Claudio Kitner, da Justiça Federal de Pernambuco, suspendeu liminarmente os efeitos da MP, em resposta a uma ação popular ajuizada por Antônio Ricardo Accioly Campos, irmão do ex-governador de Pernambuco Eduardo Campos, morto em 2014. Na decisão, o juiz afirmou que o governo federal não justificou o porquê de enviar a questão por meio de MP.

Na reclamação feita ao STF, a AGU alega que a decisão do juiz, de 1.ª instância, usurpou a competência do Supremo, referindo-se à suspensão dos efeitos da MP. De acordo com a AGU, a medida provisória só poderia ser questionada no STF por meio de Ação Direta de Inconstitucionalidade.

Usando os mesmos argumentos, a Câmara dos Deputados ainda destacou que a MP não significa a direta desestatização de qualquer empresa pública. “A sua vigência por si só não produz qualquer efeito concreto e imediato”, completa.

Além de tentar derrubar a decisão no STF, a AGU recorreu ao Tribunal Regional Federal da 5.ª Região (TRF-5), segunda instância da Justiça Federal de Pernambuco, afirmando que os fundamentos da decisão são insuficientes para justificar a suspensão da MP.

O órgão também alega que a decisão gera uma grave lesão à ordem econômica, já que interrompe a contratação dos estudos sobre a situação econômica e financeira da Eletrobrás. “Ademais, as medidas voltadas para o fortalecimento do orçamento da União e saneamento das contas públicas são urgentes, justificam a edição da medida provisória e são essenciais ao equilíbrio das contas públicas”, argumenta. O Orçamento deste ano prevê R$ 12 bilhões provenientes da venda da elétrica.

Prazo. A possibilidade de uma disputa judicial, a resistência de determinados grupos à operação e a dificuldade do governo em garantir a aprovação da reforma previdenciária no Congresso têm feito parte do mercado considerar maior a chance de a privatização da Eletrobrás ficar para um próximo governo.

Para uma fonte que assessora investidores potencialmente interessados na venda da estatal, a liminar concedida pela Justiça de Pernambuco mostra que a discussão é política, “não apenas no contexto da MP, mas da própria privatização da Eletrobrás”. Na avaliação dessa fonte, que pediu para não ser identificada, a liminar é apenas a primeira de muitas, mas o potencial imbróglio jurídico, no entanto, não assusta os investidores, porque eles já foram alertados de que deve haver “muito expediente jurídico” até que a oferta de ações da Eletrobrás seja viabilizada.

Para a consultoria de risco político Eurasia Group, a privatização, embora ainda provável, tem uma “janela estreita” neste ano, dado o calendário legislativo apertado. Os analistas da consultoria consideram que a legislação necessária para dar andamento ao processo, a ser apresentada pelo Ministério de Minas e Energia ao Congresso na forma de projeto de lei antes do fim do recesso parlamentar, precisa estar definida até o fim do segundo trimestre, de maneira a garantir ao governo o tempo necessário para concluir a operação ainda neste ano.

“Um debate prolongado sobre a Reforma da Previdência e os potenciais desafios legais à privatização são riscos que podem reduzir as probabilidades de uma oferta de ações da Eletrobrás em 2018”, reforça relatório comandado pelo analista Silvio Cascione. “Um risco é a possibilidade de a administração concordar em segurar o processo de privatização em troca do apoio à Reforma da Previdência no Senado. Alternativamente, se o governo mantiver a reforma na Câmara até março ou abril, o processo da Eletrobrás pode sofrer”, diz o relatório.

Do ponto de vista do apoio legislativo, a Eurasia avalia que o governo reúne suporte, tendo em vista que a aprovação do projeto precisa de maioria simples.

Questionado sobre o possível atraso no processo de venda da elétrica, o secretário executivo do MME, Paulo Pedrosa, afirmou que o governo está atento aos prazos. “Eles são desafiadores, mas atuamos de forma organizada para assegurar a conclusão do processo em 2018.” Ele ressaltou que o governo criou um grupo para acompanhar a privatização da Eletrobrás. Liderada pelo MME, a equipe se reúne semanalmente e tem a participação de integrantes dos ministérios da Fazenda e Planejamento, Secretaria Geral da Presidência da República, BNDES e Eletrobrás.

Fonte: Luciana Collet, Amanda Pupo, Rafael Moura e Anne Warth | O Estado de S.Paulo

 

Foto: Pedro França/Agência Senado

Privatização da Eletrobrás pode afetar tarifa e causar crise hídrica, alertam especialistas

Especialistas do setor elétrico que participaram de audiência pública na Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) afirmaram, nesta terça-feira (19), que a privatização da Eletrobrás deve aumentar a conta de luz dos brasileiros e colocar em risco a segurança hídrica de grande parte da população.

A senadora Fátima Bezerra (PT-RN) explicou que, com a privatização, o governo vai revogar a Lei 12.783/2013. A lei permitiu uma redução no valor da energia cobrado pelas geradoras, que passaram a vender a preço de custo. Esses valores foram repassados para as distribuidoras do país inteiro na forma de cotas. Por causa dessa lei, segundo Fátima Bezerra, 15% do total de energia elétrica do país é vendida, atualmente,  com um preço ¼ mais baixo do que o preço de mercado.

– Os governadores do Nordeste alertaram que a proposta de descotização da energia deverá elevar os preços aos consumidores. Os governadores acreditam que esse aumento ficaria entre 7% e 17% – disse.

O professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro e ex-presidente da Eletrobrás, Luiz Pinguelli Rosa, ressaltou que é impossível que não haja o aumento da tarifa. Segundo ele, o investidor que vai colocar dinheiro comprando as empresas vai querer recuperar o capital e isso vai impactar na tarifa.

Segurança hídrica

A questão da segurança hídrica também foi destacada no debate. De acordo com os participantes, se o capital privado, provavelmente estrangeiro, passar a controlar a Eletrobrás, a gestão das águas também ficará em suas mãos.

– Isso inclui questões como abastecimento humano, navegação e irrigação. A privatização vai colocar em risco a segurança hídrica de grande parte da população e vai desestimular estudos e projetos para o uso múltiplo da água, o que pode comprometer o futuro de gerações – explicou Fátima Bezerra.

Na mesma linha, Nelson José Moreira, membro do Conselho de Administração da Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), considerou inapropriado o governo se desfazer de uma estatal brasileira e deixar todos os parques hídricos do país na mão de uma estrangeira.

Contas públicas

O professor da UFRJ, Luiz Pinguelli, explicou que a privatização no setor elétrico não resolverá o problema do déficit nas contas públicas. Segundo ele, o que se espera apurar na venda da Eletrobrás é algo em torno de R$ 20 bilhões a R$ 30 bilhões enquanto o rombo das contas públicas já chega a R$ 150 bilhões.

– Não tampa o buraco; o buraco continua aberto e vamos perder um instrumento de política energética – disse.

Luiz Pinguelli citou exemplos mundiais de empresas estatais eficientes e fez um apelo ao governo para que não faça a privatização às pressas. O ex-presidente da Eletrobrás pediu para o governo abrir uma discussão, inclusive técnica, sobre o assunto e dar um tempo para que se possa chegar a uma conclusão mais firme sobre privatizar ou não o setor elétrico.

– Nós não devemos ser avessos nem ao capital estatal e nem ao capital privado, mas não vejo razões convincentes para uma operação dessa magnitude.  Se a Eletrobrás é ineficiente é possível mudá-la. O governo indica a diretoria – disse.

Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais & Energia (Cerne) e presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio grande do Norte (SEERN) destacou a importância da Eletrobrás para o desenvolvimento do país e ressaltou a complexidade estatutária, jurídica e regulatória da estatal que dificultariam a privatização.

Fonte: SEERN Press com informações da Agência Senado 

Foto: Epoca Negócios

Ministério divulga nota sobre reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) apontou, em sua reunião realizada na quarta-feira (6/9), que em agosto deste ano entraram em operação comercial 265 MW de capacidade instalada de geração e 438 km de linhas de transmissão.

No total, a expansão do sistema no ano 2017, até o mês de agosto, totalizou 3.989 MW de capacidade instalada de geração, 1.577 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 9.474 MVA de transformação na Rede Básica.

O CMSE também reiterou a possibilidade de aumento da importação internacional de energia a preços competitivos, de forma excepcional e interruptível, após avaliar as atuais condições hidrometeorológicas e de energia armazenada no SIN. O intercâmbio de energia entre o Brasil, a Argentina e o Uruguai é uma importante ação de aproveitamento dos excedentes energéticos entre os países vizinhos. O CMSE decidiu realizar reunião extraordinária em quinze dias, quando as condições do atendimento serão reavaliadas, incluindo o despacho térmico fora da ordem de mérito, considerando análise de custo x benefício de sua utilização.

Destaca-se o risco de qualquer déficit de energia em 2017 é igual a 0,1%[1] para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste considerando a configuração do sistema do PMO de setembro de 2017.

 

 

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE)

Nota Informativa – 6 de setembro de 2017

O CMSE esteve reunido nesta quarta-feira, 6 de setembro de 2017, com o objetivo de analisar as condições de suprimento eletroenergético em todo o território nacional, e divulga, de forma preliminar, os principais pontos tratados pelo colegiado:

Avaliação do Suprimento a Manaus: O ONS apresentou estudo sobre as condições de atendimento ao Sistema Manaus, no horizonte 2018 a 2021, com enfoque para uma reavaliação do montante necessário de geração térmica local, buscando manter a confiabilidade e segurança no suprimento de energia à região. Os resultados apontaram a importância da imediata entrada em operação da primeira unidade geradora da usina térmica – UTE Mauá 3, com 187,5 MW, sendo condição necessária para que se possa atender ao critério de confiabilidade de perda dupla na Interligação 500 kV Tucuruí – Macapá – Manaus, com corte de carga controlado e evitando blecaute em Manaus, e ainda permite a descontratação da UTE São José (50 MW).

Condições Hidrometeorológicas e Energia Armazenada: O ONS informou que, com base na última reunião do Grupo de Trabalho MCTIC/MME sobre Previsão Meteorológica Estendida, a temperatura superficial do Oceano Pacífico Equatorial, na atualidade, indica uma situação de neutralidade, o que não deve interferir significativamente no regime pluviométrico nos próximos meses. As previsões recentes indicam com maior probabilidade a ocorrência de precipitações inferiores à média histórica na porção Centro-Norte do Brasil, fato que poderá provocar um atraso no início da próxima estação chuvosa. Além disso, as afluências previstas para a região Sul estão bem abaixo da média histórica, e com isso este subsistema passou a receber energia da região Sudeste/Centro-Oeste.

Diante disso, o CMSE deliberou por aprofundar a análise das condições de atendimento ao SIN, com adoção de medidas para preservação dos estoques de armazenamento, tais como o aumento da importação internacional de energia a preços competitivos, a adoção de medidas de incentivo ao uso racional de energia e a majoração das transferências de energia entre os subsistemas. Foi reiterada a garantia do suprimento, porém chamou-se a atenção para o aumento dos custos da energia associado à utilização de recursos com preço final mais elevado. O CMSE decidiu realizar reunião extraordinária em quinze dias, quando as condições do atendimento serão reavaliadas, incluindo o despacho térmico fora da ordem de mérito, considerando análise de custo x benefício de sua utilização.

Reiterou-se também a importância da implementação de soluções estruturais para o Mercado de Curto Prazo – MCP. Os membros do CMSE registraram que o funcionamento inadequado do MCP está inibindo respostas da oferta e demanda de energia, que poderiam contribuir com o equilíbrio eficiente do setor. A paralisação do MCP afeta a segurança e amplia significativamente os custos de atendimento. A consideração dos riscos associados à incerteza de recebimento de receitas no MCP afeta a precificação da energia, com resultados que se refletem no aumento do custo da energia nos próximos leilões de energia nova, a exemplo do leilão previsto para dezembro/2017, afeta o preço no Mercado Livre de Energia em prejuízo da competitividade da indústria nacional, e implica em menor receita para a União no caso de leilões de concessões não prorrogadas, como previsto para setembro/2017. O CMSE reforçou a prioridade do assunto, que está sendo coordenado pela Secretaria Executiva do MME, e que vem discutindo soluções para encaminhamento do questionamento judicial do tema.

O ONS apresentou também que, em termos de Energia Natural Afluente – ENA bruta, foram verificados no mês de agosto de 2017 os valores de 86% no Sudeste/Centro-Oeste, 51% no Sul, 31% no Nordeste e 58% no Norte, referenciados às respectivas médias de longo termo – MLT.

Ao final do mês de agosto de 2017, foi verificada Energia Armazenada – EAR de 32,5%, 56,7%, 12,5% e 51,5% nos reservatórios equivalentes dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente, referenciados às respectivas EAR máximas. Os valores esperados de armazenamentos equivalentes ao final do mês de setembro são: 27,0% no Sudeste/Centro-Oeste, 51,1% no Sul, 8,5% no Nordeste e 36,6% no Norte.

Análise de Risco: O risco de qualquer déficit de energia em 2017 é igual a 0,1%[1] para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste considerando a configuração do sistema do PMO de setembro de 2017.

Operação Hidráulica do Rio São Francisco: O ONS informou que foram emitidas autorizações para a redução das vazões defluentes mínimas das UHEs Sobradinho e Xingó para o valor médio diário de 550 m³/s, através da Resolução ANA nº 1.291, de 17 de julho de 2017 e da Autorização Especial IBAMA nº 12/2017. O Grupo de Acompanhamento da Operação dos Reservatórios do Rio São Francisco, coordenado pela ANA, após informação dos usuários limitantes de reduções de defluência, recomendou a redução da defluência para 580 m³/s na UHE Xingó, que foi implementada a partir do dia 31 de agosto, preservando as captações à jusante que se encontram próximo aos limites mínimos operacional. Chuvas a jusante tem mantido a vazão superior à defluência da UHE Xingó.

O ONS apresentou as simulações atualizadas de expectativa de armazenamento nas UHEs Três Marias, Sobradinho e Itaparica ao longo do período seco, utilizando os piores cenários de afluências verificados no histórico, que têm se aproximado da realidade vivenciada atualmente. Os últimos resultados apontam para o atingimento dos níveis de armazenamento, ao final do período seco, em novembro de 2017, de 5,0% na UHE Três Marias e de 1,2% na UHE Sobradinho, caso a vazão defluente de Xingó seja reduzida para 550 m³/s a partir do mês de setembro.

Com base nos resultados, o CMSE reiterou a importância de que sejam adotadas medidas necessárias para preservação dos estoques dos reservatórios das usinas hidrelétricas do Rio São Francisco, a fim de proporcionar maior segurança hídrica para a bacia até o final do período seco e para o próximo ano.

Expansão da Geração e Transmissão: A Secretaria de Energia Elétrica – SEE/MME relatou que, em agosto, entraram em operação comercial 265 MW de capacidade instalada de geração, 438,2 km de linhas de transmissão e conexões de usinas na Rede Básica e 1.200 MVA de transformação na Rede Básica. Assim, a expansão do sistema no ano 2017, até o mês de agosto, totalizou 3.989,6 MW de capacidade instalada de geração, 1.577,9 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 9.474 MVA de transformação na Rede Básica. Destaque para a entrada em operação comercial de unidades geradoras – UGs de diversos empreendimentos eólicos, totalizando 147,9 MW, além da entrada em operação comercial da usina fotovoltaica Ituverava 1, na Bahia, com 28 MW de capacidade instalada

O CMSE, na sua competência legal, continuará monitorando, de forma permanente, as condições de abastecimento e o atendimento ao mercado de energia elétrica do País. As definições finais sobre a reunião do CMSE de hoje serão consolidadas em ata devidamente aprovada por todos os participantes do colegiado e divulgada conforme o regimento.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

[1] Estes resultados são obtidos nas simulações do modelo Newave utilizando séries sintéticas, com tendência hidrológica, considerando em seus parâmetros que não há racionamento preventivo, térmicas por mérito e um patamar de déficit. Para séries históricas, o valor do risco de qualquer déficit é igual a 0,0%, para os subsistemas SE/CO e NE.

 

Foto: Exame

Governo realiza leilão reverso para projetos de energia de reserva

Certame é visto pelo mercado como uma oportunidade para empreendedores devolverem projetos que perderam a viabilidade econômica e financeira sem grandes penalizações.

Teve início nesta segunda-feira (28), às 10h, o primeiro leilão reverso promovido pelo Governo Federal com objetivo de descontratar projetos de energias eólicas, solares e hidrelétricos que não iniciaram a operação em testes. Batizado de Mecanismo de Descontratação de Energia de Reserva, o certame inédito foi possível após a publicação da Portaria nº 151/2017 do Ministério de Minas e Energia (MME).

Ao contrário dos leilões de contratação, que o vencedor é aquele que oferece o menor preço pela energia, no Mecanismo de Descontratação a proposta ganhadora será aquela que oferecer o maior valor, que levará em conta o preço negociado nos respectivos leilões de reserva (vantajosidade da descontratação), associado ao pagamento de prêmio Conforme estabelecido em edital, o prêmio inicial para submissão de lance é de R$ 33,68 /MWh para os três produtos (solar, eólica e hidrelétricas) e deverá ser crescente ao longo da disputa.

O produto solar está oferecendo o valor de R$ 300,95/MW, seguido pela eólica com R$ 184,05/MWh. O produto UHE estava zerado. O leilão pode ser acompanhado em tempo real pelo site da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

 

Fonte: CERNE Press

FAQ

EPE publica conjunto de perguntas e respostas sobre os leilões A-4 e A-6 de 2017

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) elaborou um documento para tirar as dúvidas dos agentes do setor sobre a participação nos leilões A-4 e A-6, que serão realizados em dezembro deste ano.

Dúvidas sobre prazos, elegibilidade de projetos e documentos que devem ser enviados para o cadastramento estão na primeira leva de respostas já disponíveis no documento.

A EPE ressalta que caso a dúvida ainda não tenha aparecido no documento, o agente pode enviá-la para o endereço aege@epe.gov.br.

Para visualizar a publicação, clique aqui.

Fonte: SEERN Press com informações EPE