Leilão contrata 479 MW de energia renovável, de fonte eólica e de biomassa

O Leilão de Fontes Alternativas de 2015, realizado nesta segunda-feira (27/4), contratou 479,43 megawatts (MW) de potência gerada por fontes eólica e biomassa, sendo 90MW de usinas novas. O certame, realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), resultou na contratação de oito usinas a biomassa existentes e de três novos empreendimentos de geração de energia elétrica a partir de fonte eólica, que vão suprir a demanda de 34 concessionárias de distribuição de energia elétrica para os anos de 2016 e 2017.

A energia contratada será gerada em três complexos eólicos na Bahia e em oito usinas térmicas a biomassa, localizadas em Goiás (2), Minas Gerais (1) e São Paulo (5). Os investimentos previstos nas três usinas eólicas novas a serem implantadas na Bahia são da ordem de R$ 440,8 milhões.

Toda a energia contratada no leilão é renovável, negociada ao preço médio de R$ 199,97/MWh, com deságio médio de 1,96% Dentre os empreendimentos vencedores, oito são empreendimentos a biomassa existentes, contratados ao preço médio de R$ 209,91/MWh, com 2,36% de deságio em relação ao teto de R$ 215,00 MWh.

A energia eólica contratada no leilão é oriunda de três projetos de geração, a um preço médio de R$ 177,47/MWh, o que representa um deságio de 0,85% em relação ao preço inicial de R$ 179/MWh.

No certame foram aceitas propostas para três produtos, sendo um deles o Biomassa 2016, com início de suprimento em 1° de janeiro de 2016, e os produtos Biomassa 2017 e Eólica 2017, ambos com início de suprimento em 1° de julho de 2017.


Realismo 


O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, destacou como ponto importante do leilão o realismo da oferta que está sendo realizada. Foi exigido dos participantes que apresentassem pontos de conexão de suas fontes de geração com a rede de transmissão, e foi cobrado também um maior rigor nas condições dos projetos, especialmente em relação aos prazos. “Com isso, aconteceu o que esperávamos, um estreitamento da oferta, mas sabemos que essa oferta é real”, afirmou.

Segundo Braga, entre os problemas existentes anteriormente, havia a seleção de projetos que não tinham ainda assegurado o escoamento da energia para a rede elétrica e os prazos eram muito longos para o início da oferta. O ministro afirmou que os resultados desta segunda-feira darão uma sinalização importante para que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e os demais órgãos envolvidos no planejamento do setor elétrico atualizem seus planejamentos.


Fonte: Assessoria de Comunicação Social
Ministério de Minas e Energia

300 litros de metano por dia

Mochila nas costas das vacas criada para recolher os gases produzidos durante a digestão, permitindo a produção de biocombustível.

Já imaginou uma vaca de mochila às costas? E com um tubo ligado directamente a um dos seus quatro “estômagos”? É precisamente isso que uma equipa de cientistas argentinos pretende fazer, para recolher os arrotos das vacas. Tudo para ajudar a reduzir os gases com efeito de estufa emitidos pelos bovinos.

A produção de energia, para a indústria ou para os transportes, é a principal responsável pela emissão de gases com efeito de estufa, por estar ainda demasiado dependente da queima de combustíveis fósseis, como o petróleo e o carvão.

Mas a produção animal representa também um dos grandes factores de emissão destes gases, contabilizando já 14,5% dos gases de efeito estufa devido às actividades humanas, segundo um relatório recente da Organização das Nações Unidas para a Alimentação e Agricultura (FAO, na sigla em inglês).

“Como os bovinos libertam gases com efeito de estufa para a atmosfera, propomos uma forma económica e prática de sequestrar essas emissões e utilizá-las como substituto energético”, anuncia Guillermo Berra, coordenador do grupo de Fisiologia Animal do Instituto Nacional de Tecnologia Agro-pecuária (INTA), em Castelar (na Argentina), num comunicado do instituto.

A retenção e o aproveitamento dos gases, em particular do metano, produzido pelas vacas, foram testados pelos investigadores do INTA, para reduzir a emissão de gases com efeito de estufa e contribuir para a produção de biocombustível, uma fonte de energia alternativa aos combustíveis fósseis. Solução de particular importância num país como a Argentina, um dos maiores consumidores e exportadores de carne de vaca do mundo.

Dispositivo experimental

O relatório da FAO reforça a importância de mitigar a emissão de gases com efeito de estufa na produção animal: 45% são emitidos durante a produção de alimento para os animais e 39% dizem respeito aos gases libertados pelos próprios animais como resultado dos processos digestivos. A produção de carne de vaca e de leite representam 65% dos gases da produção animal total.

Durante a digestão nas vacas, e restantes animais ruminantes, o alimento é forçado a passar em vários compartimentos, de forma a optimizar a digestão das fibras alimentares. No primeiro compartimento, o rúmen, inicia-se a digestão da celulose (açúcar complexo, constituinte das plantas), onde vários microrganismos degradam as paredes celulares vegetais.

Resultam compostos essenciais ao animal, que serão absorvidos ou passarão ao próximo compartimento, o retículo. Gases como metano e dióxido de carbono são então libertados.

O INTA desenvolveu um dispositivo experimental, que canaliza os gases directamente do rúmen para um reservatório, noticiou a agência Reuters. É composto por um sistema de válvulas, bombas e tubos ligados a uma mochila de plástico, que está presa no dorso do animal. O tubo de ligação ao rúmen implicou uma incisão de apenas dois milímetros, com anestesia, e a mochila não pesa mais de 500 gramas.

300 litros de metano por dia

“Dependendo da alimentação e do tamanho do animal, uma vaca adulta poderá produzir 1200 litros de gases por dia, dos quais 250 a 300 são metano”, refere Guillermo Berra.

Estes gases assim obtidos serão sujeitos a um processo de purificação: retira-se o dióxido de carbono e o ácido sulfídrico, ficando um gás enriquecido em metano, que por sua vez poderá ser comprimido e engarrafado. “Naqueles lugares onde as redes [de energia] não chegam, os produtores teriam uma alternativa para cozinhar, iluminar as suas casas e, inclusivamente, abastecer os veículos”, afirma Guillermo Berra.

Ricardo Bualo, outro investigador do projecto, exemplifica o que se pode fazer com os cerca de 300 litros de metano libertados todos os dias pelas vacas: “Podem ser utilizados para pôr a funcionar, durante um dia, um frigorífico de 100 litros de capacidade, a uma temperatura entre os dois e os seis graus.”

Quando interrogado sobre as questões éticas e de bem-estar animal, o veterinário Guillermo Berra garante que todos os cuidados e respeito pelos animais foram tidos em consideração e que as vacas terão uma vida perfeitamente normal.

Fonte: www.portalenergia.com

Indústria quer novo marco para produção de gás em terra

Com o nível de exploração no país caindo ao mesmo patamar de 2005 e aumento da importação com preços elevados, o setor levará ao governo propostas para estimular o financiamento, desburocratizar o licenciamento ambiental e reduzir o monopólio da Petrobras.

CNI quer novas regras para o gás

Entidade patrocina estudo com propostas para fomentar a produção do combustível em campos terrestres, com o objetivo de reduzir custos e melhorar a competitividade.

Preocupada com a perda de competitividade relacionada ao aumento das importações de gás natural no Brasil, a Confederação Nacional da Indústria (CNI) prepara-se para levar ao governo um pacote de propostas para “modernizar” a produção brasileira de gás em terra. Entre as ações, está o fomento a novas fontes de financiamento, a desburocratização do licenciamento ambiental e a redução do monopólio da Petrobras no transporte do combustível. “O esforço exploratório em terra apresentou forte desaceleração nos últimos dois anos. Esta desaceleração está associada à crescente dificuldade de financiamento”, diz documento, ainda inédito, elaborado pela entidade.

Intitulado “Gás natural em terra: uma agenda para o desenvolvimento e a modernização do setor”, o documento ao qual o Brasil Econômico teve acesso foi elaborado com a coordenação do professor do Instituto de Economia da UFRJ Edmar Almeida, e deve ser apresentado em seminário no mês que vem. O objetivo é traçar um cenário do setor e apresentar uma série de medidas para fomentar o incremento da produção em terra. Segundo o texto, a produção brasileira de gás corresponde a apenas 20% da de petróleo, uma das menores taxas entre os maiores produtores mundiais. E, dessa produção, apenas 27% é proveniente de campos terrestres, que têm custo de produção equivalente a 20% do investimento necessário para produzir no mar.

“Praticamente, toda a oferta adicional de gás doméstico e importado nos últimos quatro anos foi direcionada para o mercado termelétrico. Tendo em vista a expectativa de despacho térmico elevado, pelo menos nos próximos dois anos, existe o risco de o mercado não termelétrico continuar sem suprimento para a expansão da demanda”, diz o texto, que cita projeções da Agência Internacional de Energia sobre potencial de produção em terra no Brasil, que poderia subir dos atuais 3 bilhões para 20 bilhões de metros cúbicos por ano em 2035. “No entanto, o próprio organismo internacional reconhece que, além dos riscos geológicos, os riscos acima do solo aumentam muito as incertezas a respeito do efetivo potencial de produção, principalmente dos recursos não convencionais.”

Entre as soluções propostas, está a criação de um fundo público de private equity, com patrimônio de R$ 8 bilhões, para financiar as atividades, hoje majoritariamente em mãos de pequenas empresas de capital nacional, como Petra Energia, Petrosy-nergy, Ouro Preto e Imetame. Segundo os autores, o setor sofreu com a perda de liquidez após a quebra das petroleiras nacionais OGX e HRT e precisa de novas fontes de financiamento.

Para especialistas, o baixo preço do petróleo no mercado internacional é outro obstáculo neste momento. O setor sofre também com uma carga tributária superior à cobrada pelos grandes campos produtores em alto mar, no que diz respeito a royalties e isenções tributárias para a compra de equipamentos.

O estudo dedica grande espaço aos entraves à exploração de reservas não convencionais, suspensas por uma liminar obtida pelo deputado federal Sarney Filho (PV-MA) e por moratórias decretadas por alguns estados, como Minas Gerais. Além da “judi-cialização” das licenças, o segmento enfrenta gargalos na cadeia de fornecedores e falta de incentivos fiscais, diz o documento. Assim, o custo do gás não convencional no Brasil seria hoje US$ 6 por milhão de BTU, mais caro do que a produção convencional em terra e no pré-sal, por exemplo. O setor ressente-se ainda da falta de infraestrutura para o escoamento, uma vez que a rede de gasodutos brasileira é totalmente controlada pela Petrobras.

As propostas incluem ainda a realização de leilões, por distribuidoras de gás, para a compra de produção por campos terrestres. Hoje, toda a produção independente no Brasil é vendida à Petrobras, que paga preços mais baixos. O problema é também fonte de reclamação dos produtores independentes de petróleo, para quem a falta de outros compradores representaum deságio de cerca de 20% no preço de venda. “A queda do preço do petróleo foi a pá de cal em um setor que vem sendo maltratado há anos, por falta de regulação que incentive pequenas empresas a investirem”, comenta Anabal Alves, diretor executivo da Associação das Empresas de Petróleo e Gás Natural (Appom).

O estudo destaca que o Brasil vem perdendo investimentos para outros países da América Latina, como a Argentina, que recentemente flexibilizou sua legislação para atrair investimentos em não convencionais. “Parte das sondas que estavam operando em terra no Brasil foi deslocada para outros países latino-americanos”, diz o texto, que cita como fonte a americana Baker Hughes, autora de levantamentos mensais sobre a localização de sondas de perfuração.

“O Brasil foi o país que mais perdeu sondas em operação no primeiro semestre de 2014 no mundo (12 sondas a menos). Por outro lado, a Argentina foi o país que mais ganhou novas sondas em operação no mesmo período, 13 sondas a mais”, completa.

Procurada, a CNI não respondeu ao pedido de entrevista para comentar o estudo e a estratégia de atuação para incentivar a adoção das propostas. Segundo uma fonte próxima, a ideia é discutir os resultados do estudo em um seminário em Brasília, antes de fechar a proposta final que será enviada ao governo. Com o documento, a entidade se junta ao fórum Mais Gás Brasil, liderado pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), que também tem como objetivo propor mudanças no marco regulatório do setor para reduzir custos de produção e melhorar a competitividade.

ANP deve incluir áreas com gás na 13ª rodada

Duas bacias com grande potencial para a produção de gás natural estão entre as áreas em estudo para a 13a rodada de licitações de áreas para exploração e produção no pais. que deve ocorrer ainda este ano. A lista das bacias em estudo foi divulgada na segunda-feira pela Agencia Nacional do Petróleo. Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Ao todo. são 23 setores em 10 bacias sedimentares brasileiras.

Entre as regiões com maior potencial para a descoberta de gás natural está a bacia do Parnaíba no Maranhão e no Piauí onde a Eneva (ex-MPX) inaugurou o conceito de projeto integrado de produção de gás e energia elétrica. Segunda maior produtora de gás entre as bacias terrestres brasileiras, a do Parnaíba é uma grande aposta do setor, mas ainda sofre com a falta de infraestrutura para o uso do combustível por outros segmentos além do setor elétrica.

A outra é a Bacia do Amazonas, que sofre do mesmo problema de falta de gasodutos. mas pode atrair maior interesse após a conexão da região metropolitana de Manaus com o Sistema Interligado Nacional (SIN) através da linha de transmissão Tucuruí-Manaus. A Petrobras já tem descobertas na região e pretendia construir uma térmica para seguir o mesmo modelo usado no Parnaíba mas não conseguiu deslanchar o projeto.

Na semana passada, a empresa comunicou á ANP outra descoberta na região, em um sinal de que o potencial pode se estender além das áreas já declaradas comerciais. A falta de gasodutos permanece um problema para ouso por outros setores, mas a conexão com o SIN permite o desenvolvimento das reservas em projetos integrados com térmicas.

A ANP estuda ainda áreas nas bacias Potiguar (RN). Recôncavo (BA). Sergipe-Alagoas. Jacuípe (BA). Camamu-Almada (BA). Espírito Santo. Campos (RJ e ES) e Pelotas (RS). A expectativa é de bom interesse pela bacia de Sergipe-Alagoas. onde a Petrobras fez as maiores descobertas recentes fora do pré-sal.

Fonte: Brasil Econômico

Maranhão declara comercialidade de mais um campo de exploração de gás natural

Na noite de ontem (13), o Governo do Maranhão participou da declaração a Comercialidade da Área de Descoberta de Gás do Sudeste de Bom Jesus. O campo tem volume estimado de gás in place de 1,34 bilhão de metros cúbicos, com início de produção previsto para o primeiro semestre de 2016. Com a presença do governador Flávio Dino, a declaração marcará a retomada dos investimentos em gás natural no Maranhão por meio da Parnaíba Gás Natural (PGN).

O plano a ser apresentado prevê o escoamento para o campo de Gavião Branco, também na Bacia do Parnaíba, utilizando um gasoduto de 11,5 km. De lá, o gás seguirá para a Unidade de Tratamento de Gás (UTG) por outro gasoduto, de 40 km de extensão.

Segundo Flávio Dino, a declaração de comercialidade deste campo de exploração de gás natural é mais uma conquista para o Maranhão, contribuindo para o desenvolvimento do estado. Os dados apresentados pela PGN mostram que no Maranhão são produzidos, em média, 4,9 milhões de m³/dia e a meta da empresa é atingir um patamar de produção de 8,4 milhões de m³/dia.

A solenidade será realizada na noite desta segunda, às 18h, no Hotel Luzeiros, em São Luís, com a presença de representantes do Governo do Estado e da Parnaíba Gás Natural.

Fonte: Blog do Machado

Oferta de gás para o Sul pode ser aumentada em 15 milhões de m³/dia

Os estados do Sul poderão contar com o incremento de até 15 milhões de m³/dia na oferta de gás natural para a região até 2020. O cenário está em um estudo elaborado pela Chemtech em parceria com a Gas Energy e a Vortex, que indica a viabilidade do novo suprimento a partir da combinação de três projetos estruturantes a serem implantados.

De acordo com o estudo, cerca de 30% do novo volume pode ser obtido com a recompressão do Gasbol a partir do trecho Sul em Campinas (SP). Em uma estimativa conceitual, seria necessária a construção de seis estações de compressão no trecho para redirecionar uma parcela do gás boliviano importado que atende a região Sudeste.

A alternativa prevê uma operação de swap, em regulamentação pela ANP, onde o Sudeste receberia um volume adicional de GNL importado por meio do terminal de regaseificação do Rio de Janeiro, para compensar a parcela de gás direcionada para o Sul. O custo da importação seria arcado pelos estados do Sul como forma de viabilizar a operação.

Outra parte do volume seria obtido com a instalação de um terminal de regaseificação em Rio Grande (RS). A unidade, que já é prevista em um projeto integrado de geração do Grupo

Alternativamente, a Chemtech considerou que este volume poderá ser disponibilizado com a liquefação do gás natural produzido no pré-sal em uma futura embarcação do tipo FLNG (floating liquefied natural gas), em estudo na Petrobras, que abasteceria o terminal do Rio Grande., contribuiria com um volume da ordem de 8 milhões de m³/dia, correspondente a capacidade de regaseificação da planta não utilizada pela usina térmica do projeto. Esta sobra de gás seria injetada na ponta do Gasbol em Porto Alegre (RS).

A terceira ação prevê o suprimento a partir de uma planta de gaseificação de carvão com capacidade para produzir cerca de 2 milhões de m³/dia de gás. A tecnologia de conversão do carvão jé está em estudo na região em um projeto da Copel, no Rio Grande do Sul.

A importação de gás da Argentina por meio do gasoduto de Uruguaiana foi considerada inicialmente, mas descartada em função do custo do combustível, considerado inviável.

Segundo o gerente do projeto na Chemtech, Leandro Russo, foram consideradas cerca de dez alternativas no início do estudo. “Chegamos a esse modelo levando em conta principalmente características da infraestrutura na região como a boa oferta de instalações portuárias”, explicou.

A demanda projetada para a região foi levantada através de pesquisas de mercado realizadas pela Gas Energy e a Vórtex, considerando o potencial de consumo de indústrias tradicionais no Sul, como cerâmicas e metalúrgicas, que utilizam óleo combustível e GLP. O volume maior é previsto para o Paraná (56%), seguido do Rio Grande do Sul (28%) e Santa Catarina (16%).

O trabalho foi encomendado pelas federações de industrias da região Sul, lideradas pela Fiergs.

Fonte: Brasil Energia

MOCHILAS FACILITAM PRODUÇÃO E DISTRIBUIÇÃO DE BIOGÁS

Um dos principais entraves ao uso de biogás como fonte de energia limpa, principalmente para abastecer populações da zona rural, é o sistema de distribuição. Como montar uma rede de tubulações especificamente para isso custa caro demais, uma das alternativas encontradas pela empresa alemã (B)Energy foi o desenvolvimento da (B)Pack, uma mochila extremamente leve, que comporta 1,2 metros cúbicos de gás – o suficiente para cozinhar por entre 3 e 4 horas).

As plantas de biogás são portáteis e podem ser instaladas em qualquer terreno. Compostas por um grande contêiner, que funciona como biodigestor, são alimentadas por restos de alimentos, estrume de animais de médio e grande porte, água de reuso, as plantas são instaladas em uma estufa para potencializar a ação do sol e da temperatura na produção do gás que é distribuído por meio das mochilas.

Abastecidas diretamente nas plantas de produção, as mochilas funcionam como um botijão: armazenadas no exterior das residências, conectam-se ao fogão e liberam o combustível conforme a necessidade de uso. Quando cheias, pesam 4,5 kg e custam 43,50 euros (preço que inclui as válvulas de conexão e as alças de transporte, o valor do gás varia de comunidade para comunidade). Como não é pressurizada, a mochila é livre de riscos de explosão.

ABASTECIDAS DIRETAMENTE NAS PLANTAS DE PRODUÇÃO, MOCHILAS FUNCIONAM COMO UM BOTIJÃO (DIVULGAÇÃO)

Nas comunidades-alvo, o biogás é uma alternativa limpa às opções mais comumente utilizadas, que são altamente poluentes e oferecem riscos de saúde e segurança, como o carvão ou a lenha. A (B)Energy, que trabalha segundo o modelo de negócios sociais, ancora-se no princípio de que o trabalho social mais efetivo é o que também provê as ferramentas para que as comunidades beneficiadas possam avançar de modo independente.

Por isso, a empresa forma empreendedores locais, que passam a operar as plantas de biogás como franquiados e, assim, a renda gerada contribui para o desenvolvimento da própria comunidade em que a planta é instalada. O investimento mínimo para a instalação de uma planta é de 220 euros. A (B)pack já é utilizada no interior da Etiópia, da Tanzânia, do Quênia, do Congo e do Chile. Os dois primeiros franquiados são mulheres líderes em suas comunidades rurais. Os outros mercados-alvo são as pequenas comunidades rurais da África, da América Latina e a Ásia.

Fonte: Época/Negócios

Com projetos e investimentos confirmados na região, Compagas participa da Expolondrina 2015

Prestes a iniciar o fornecimento de Gás Natural Veicular (GNV) em Londrina, a Compagas estará presente na ExpoLondrina 2015 e levará um carro totalmente equipado com KIT GNV ao evento. Técnicos da companhia estarão no local à disposição para tirar dúvidas não só sobre o segmento veicular, mas também quanto ao atendimento industrial e residencial com gás natural. Essa é a primeira vez que a Compagas participa do evento, que está em sua 55ª edição e será realizado entre os dias 9 e 19 de abril, no Parque de Exposições Governador Ney Braga, na zona oeste de Londrina.

Em razão do dinamismo da agroindústria e dos serviços, Londrina está entre as maiores economias do Estado e concentra parte dos investimentos da Compagas. A companhia, que já atende a três indústrias da cidade com o gás natural, fechou, no início desse ano, contrato com o posto Fokkus, que será o primeiro da cidade a revender o Gás Natural Veicular (GNV) fornecido pela Compagas. Além de Londrina, outro município da região irá receber o gás natural em breve. A Compagas confirmou um investimento de aproximadamente R$ 5 milhões, até 2017, para o projeto de uma rede de distribuição que vai atender aos segmentos comercial e industrial em Rolândia.

A organização da ExpoLondrina 2015 espera receber cerca de 500 mil pessoas no parque de exposições nos onze dias de evento. Ao todo, serão aproximadamente 2.000 expositores e a previsão é que a exposição gere em torno de 9 mil empregos diretos e indiretos.

Fonte: Notícias COMPAGAS

Gás natural será fator de atração de indústrias para os Campos Gerais (PR)

O governador Beto Richa afirmou ontem, terça-feira (7), que a instalação, pela Compagas, da rede de gás natural interligando Ponta Grossa, Castro e Carambeí, será mais um importante fator de atração de empreendimentos para os Campos Gerais. Richa visitou as fábricas da Cargill do Brasil e da Evonik, em Castro, que se instalaram com apoio do programa de incentivos fiscais Paraná Competitivo e que serão as primeiras a utilizar o gas natural que chegará à região. Antes de ir às empresas, o governador vistoriou as obras do gasoduto, que recebe investimentos de R$ 86,4 milhões e deverá estar concluído no segundo semestre deste ano.

“O Paraná vive o maior ciclo industrial da sua história, com investimentos em todo o Estado. A região dos Campos Gerais é a mais beneficiada, por uma série de fatores que na avaliação de empreendedores a tornam bastante atrativa. A rede de gas natural, que de imediato beneficiará a Cargill e a Evonik, estará a disposição de outras indústrias e poderá atrair novos empreendimentos”, afirmou Richa.

A unidade da Cargill é a primeira biorrefinaria de processamento de milho da empresa no Brasil. O investimento é de R$ 500 milhões. Um dos primeiros empreendimentos negociados pelo governo estadual, ainda em 2011, a unidade completou um ano de atividades e é responsável pelo beneficiamento de 1,2 toneladas de milho por dia. A empresa gera cerca de 200 empregos diretos e 150 indiretos.

DECISIVO – O incentivo do governo estadual, por meio do Paraná Competitivo, e o investimento da Compagas, foram decisivos para a instalação da Cargill na região, segundo o diretor de engenharia da empresa, Derli de Oliveira. “Pesquisamos vários estados para instalar nossa planta, mas o incentivo do governo foi um dos fatores decisivos para escolhermos o Paraná”, disse ele.

Instalada no mesmo complexo da Cargill, a bioquímica alemã Evonik prevê iniciar sua produção no próximo semestre. O investimento é de R$ 250 milhões e também conta com o apoio do Paraná Competitivo. A indústria fabricará aminoácido utilizado na nutrição animal. “O gás natural é um insumo importante no nosso processo industrial, não existe uma fonte energética substituta para fazermos a secagem de nossos produtos”, explicou o gerente comercial da empresa, Antônio Iacomussi.

A empresa prevê gerar cerca de 100 empregos diretos e já visualiza a instalação de novas unidades bioquímicas no Estado. “A disponibilidade de matéria-prima, a facilidade logística para exportação por meio do Porto de Paranaguá, o incentivo fiscal e a proximidade do mercado consumidor fizeram com que escolhêssemos o Paraná para investigar”, afirmou Iacomussi.

DIFERENCIAL – Para o prefeito de Castro, Reinaldo Cardoso, o investimento da Compagas é fundamental para o município. “Vai colocar Castro no rol de municípios que poderá disponibilizar esta fonte energética, contribuindo com a atração de novas indústrias para a cidade”, afirma o prefeito, acompanhou o governador na visita à Cargill e à Evonik. “O programa Paraná Competitivo tem ajudado a atrair diversas indústrias para cá, trazendo mais investimentos, empregos e o progresso para nossa cidade. Graças à política do governo estadual, Castro é hoje um município de grande porte e uma promessa de desenvolvimento na região dos Campos Gerais”, disse Cardoso.

Fonte: Agência Estadual de Notícias

Geração própria abre discussão sobre custo e oportunidade

A intenção do governo de aliviar a carga do sistema no período seco, com a contratação de energia de equipamentos de geração própria conectados diretamente à rede de distribuição, suscitou preocupações com o alto custo da iniciativa. O receio é explicitado por agentes do setor, nas contribuições à proposta da Agência Nacional de Energia Elétrica que regulamenta a Portaria 44, do Ministério de Minas e Energia. A estimativa da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, considerando uma geração de 2 GW médios, é de que o custo para o consumidor será de R$ 14 bilhões em Encargo de Serviços do Sistema – Segurança Energética, entre maio e dezembro de 2015.   “Haveria quase uma nova quota de Conta de Desenvolvimento Energético a ser recuperada nesse curto intervalo de tempo”, alerta a Abrace. A segunda opção, não incluída na minuta de resolução da Aneel, seria usar o ESS-SE para cobrir a diferença entre a remuneração de cada fonte e o Preço de Liquidação das Diferenças. Mas o custo resultante dessa opção ficaria na faixa de R$ 15,00/MWh nos três próximos meses, o que resultaria em um total de R$ 10 bilhões. Grandes consumidores industriais, entre os quais autoprodutores de energia, defendem a possibilidade de rescisão dos contratos de adesão firmados com as distribuidoras, caso o governo seja obrigado a decretar racionamento no país.

Para agentes do setor que vêem no regulamento a oportunidade de reduzir os gastos com o consumo de energia, ou até mesmo de lucrar com a venda de excedentes, os preços ainda não são suficientemente atrativos. A proposta da Aneel para o valor da  energia injetada na rede é de R$ 1.420,34/MWh para a geração a diesel; de R$ 792,49/MWh para o gás natural e de R$ 388,48/MWh, que é teto do Preço de liquidação das Diferenças, para as demais fontes de geração. No caso do gás e do diesel, o valor a ser pago ao consumidor pela distribuidora considera o custo do combustível, o de operação e manutenção e a receita fixa.

Representantes do segmento de gás natural sugerem, no entanto, que o valor adotado para a geração a partir do combustível deve ser de R$ 1,78/m³,o que resultaria no preço de R$ 1.025,16/MWh. Para os geradores bicombustível, operados com diesel e gás natural, o preço pleiteado pelos agentes ficaria em R$ 1.222,75/MWh, e o ideal, dizem, seria que se aplicasse, no mínimo, o valor sugerido para os equipamentos a gás. Já a Petrobras defende a aplicação do mesmo preço da geração a diesel para o óleo combustível.  O regulamento da Aneel adota como premissas que o valor ofertado deve cobrir o custo de geração e ser atrativo para os agentes que se dispuserem a gerar energia por um periodo maior e fora do horário de ponta. O incentivo não deve resultar em exposições positivas, nem alterar o mercado faturado de energia eletrica das distribuidoras, para não haver desequilíbrio econômico-financeiro. A contratação deverá ser feita pelas concessionárias, após a realização de chamada pública para atrair interessados. Relator do processo na agência, o diretor José Jurhosa explicou que o contrato de adesão vai valer para a geração própria até o fim do ano. “Isso estimula novos consumidores também”, acredita Jurhosa.

O argumento usado pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado e pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Gás Natural Comprimido é de que existe capacidade instalada ociosa em unidades consumidoras como hotéis, shopping centers e edifícios comerciais, que podem agregar oferta de energia ao Sistema Interligado Nacional (SIN), principalmente no horário de pico. Ao contrário da geração que é feita na ponta, na cogeração não há disponibilidade para injetar energia no sistema no horário de carga pesada, porque as plantas instaladas atendem basicamente carga própria. A Abegás afirma que o preço do gás natural proposto pela Aneel, de R$1,34/m³, é exclusivo para o segmento de cogeração e não reflete a realidade dos clientes das distribuidoras de gás, que pagam valor acima de R$ 1,70\m³. “Com esta tarifa será possível a participação de clientes na faixa 1MW a 3 MW, que representam a maior parte de nosso mercado”, calcula a entidade.    “Recentemente no Brasil, a utilização de sistemas bifuel Diesel-Gás Natural vem crescendo, principalmente em indústrias e grandes comércios que utilizam os motogeradores para gerar energia, principalmente no horário de ponta. Esses motogeradores operam com um mix médio de 50% de gás natural e 50% diesel”, afirmam as duas associações, em documentos semelhantes, encaminhados como contribuição do segmento para a audiência pública da Aneel. A ABGNC reconhece que a contratação de agora é emergencial, mas propõe que em futuras chamadas públicas seja definido um limite de geração distribuída para o SIN. Para as distribuidoras de gás, a prioridade deve ser dada ao combustível, pelo menor custo de geração e, caso não haja oferta suficiente, sejam incorporados os geradores a diesel.

Para a Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia, a classificação do encargo resultante da geração adicional por consumidores “é correta e reflete a melhor alocação dos custos.” A Abiape afirma, no entanto, que o preço de R$ 388,48/MWh, sugerido para outras fontes energéticas, “não é suficiente para cobrir o custo de geração baseado nessas fontes” e cita como exemplos o óleo combustível e o coque, para os quais o valor não seria atrativo.  Milhares de supermercados no país podem aderir às chamadas das distribuidoras, para aproveitar a capacidade instalada de motores a diesel ou a gás. A Associação Brasileira de Supermercados considera também um possivel investimento na instalação de placas fotovoltaicas para a microgeração distribuída, em um área estimada em 40 milhões de metros quadrados; além da adoção de programas de eficiência energética nos estabelecimentos. O setor consome em torno de 2,5% de toda a geração de energia elétrica do país, segundo dados da Abras. “Se fizermos geração própria, é bem capaz de diminuirmos essa participação no consumo direto, que é o que foi proposto. E, a partir de agora, [podemos] começar a fazer o estudo de um programa para, além da geração via diesel, ter também geração por meio de placas fotovoltaicas”, disse o presidente da entidade, Fernando Yamada, após encontro da semana passada com o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga.

A compra de energia em chamada pública é vista como uma nova oportunidade de negócios também pelo setor sucroenergético. A União da Industria da Cana de Açúcar sugere um processo específico para os geradores a biomassa, para aproveitamento da capacidade adicional de  3,1 GWh ainda na safra 2015/16. Para a presidente executiva da Unica, Elizabeth Farina, se essa energia excedente fosse adquirida com preço idêntico ao gás natural (R$ 792/MWh), a economia em 2015 seria de R$ 2 bilhões em relação à contratação a diesel na chamada pública para os consumidores. “O estímulo a uma geração adicional derivada de combustível renovável e a respectiva contratação de unidades geradoras conectadas na rede de distribuidoras e também na Rede Básica, independentemente de ter ou não liquidação anterior na CCEE, representam uma excelente opção para a garantia de suprimento em 2015”, afirma Farina.      Propostas como a da Petrobras e a da Abrace também convergem para a inclusão em chamada pública da geração própria de consumidores conectados à Rede Básica do Sistema Interligado. O argumento é de que há um potencial ocioso de diferentes fontes, que poderia ser usado para injetar energia adicional no SIN a custos mais atrativos. Para a estatal, não há razão para excluir unidades consumidoras ligadas à transmissão, porque, provavelmente, elas têm maior disponibilidade de energia para agregar ao sistema. A associação que representa grandes consumidores do mercado livre, como indústrias, informa que esses estabelecimentos dispõem de geradores de segurança com capacidade mínima entre 5% e 10% de sua demanda.

A petroleira também pleiteia a participação de consumidores com montantes de geração registrados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica nos últimos cinco anos, desde que os montantes gerados sejam superiores à máxima exportação verificada em 2015, até a data de publicação da norma da Aneel. Para a estatal, a geração tem que ser livre da cobrança das tarifas de uso dos sistemas de distribuição (Tusd) e de transmissão (Tust); e o ESS não poderia ser por razões de segurança energética, para não afetar geradores e comercializadores de energia, que não fazem parte do segmento de consumo.  A Associação Nacional de Consumidores de Energia cobra a aprovação de regras específicas e simplificadas para a regularização das instalações de geração, durante o processo de adesão dos estabelecimentos que participarem das chamadas públicas das distribuidoras. A proposta da Anace também pede atenção para as questões relacionadas à medição, à contabilização e à representação das cargas adicionadas dentro da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Esses procedimentos deverão ter tratamento transitório e regras específicas em relação a lastro e exposições decorrentes do processo.  Entre as concessionárias que fornecem energia elétrica, a preocupação maior é evitar a absorção de custos no processo de contratação. A proposta da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica é de que o ressarcimento da aquisição de energia seja feito mensalmente na tarifa do consumidor, como acontece com as Bandeiras Tarifárias. As distribuidoras também sugerem a cobrança de custos administrativos pela vistoria técnica das unidades consumidoras; na emissão de segunda via de fatura e pela apresentação dos dados de medição armazenados em meio magnético.

Os autoprodutores de energia reforçam que existe potencial na cogeração, que atende a todos os requisitos exigidos na Portaria 44, do Ministerio de Minas e Energia, mas enfrenta entraves em relação à medição da energia adicional resultante do processo. A associação dá como exemplo um consumidor que demanda 60 MW da distribuidora, gera 20 MW a partir de vapor de cogeração e tem capacidade ociosa de 5MW. Ele pode gerar essa capacidade a partir do gás natural e consumir da rede 55 MW, com a ampliação da cogeração para 25 MW, mas o apenas os 5 MW adicionais serão remunerados ao preço de R$ 792,49/MWh.  A Abiape também sugere que o crédito em moeda corrente, previsto na nota técnica da Aneel, seja explicitado no texto final da resolução. Outra preocupação da entidade é com o acúmulo de processos de regularização dos geradores instalados nas unidades consumidoras, já que muitos deles não têm registro ou autorização de geração do órgão regulador. A proposta é de que esse processo seja flexibilizado, dada a urgência da operação das unidades, que devem ser acionadas por meio de um oficio da Superintendência de Concessões dos Serviços de Geração assim que for iniciado o trâmite burocrático.

Os impactos da energia adicional sobre as hidrelétricas também são mencionados pela associação. Em documento, ela sugere que o montante faturado pelas distribuidoras seja somado à geração das usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia, para mitigar o risco hidrológico e evitar prejuízos financeiros com a redução indevida do GSF. Responsável pela adequação das regras e dos procedimentos de comercialização, a CCEE sugere prazo de 30 dias após a publicação da resolução da Aneel para apresentação à agência reguladora de proposta de Procedimento de Comercialização (PdC) específico. Até que isso ocorra, a Câmara de Comercialização deverá utilizar mecanismo auxiliar de cálculo.

Fonte: Agência CanalEnergia