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00445

SUMÁRIO 

SEÇÕES 

05 Editorial 

06 Fora da Rede 

07 Circuito 

38 Nada se perde 

40 Soluções 

43 Nomes 

44 Empresas 

46 Consumidor 

48 Preços de Empate 

16 CAPA Veículos Elétricos 

Mesmo ainda um mercado incipiente no Brasil, onde competem 

com os veículos movidos a etanol na busca da meta da redução 

de emissões, os VE despertam o interesse de fabricantes, 

concessionárias e fornecedores de equipamentos e serviços. 

OPINIÃO 

50 Sérgio Guerreiro 

Entrevista 

10 Luiz Eduardo Barata conta que o ONS 

deve investir em modelos de previsão de 

vento e formação diária de preços, bem 

como reitera que preços devem subir com 

menos chuvas 

Gás Natural 

22 Consumo industrial se recupera 

lentamente e só deve alcançar os volumes 

pré-crise em alguns anos 

Tecnologia 

26 Distribuição terá que apostar em 

segurança cibernética se quiser evitar 

ataques virtuais às redes em um mundo 

digital sem volta 

Combustíveis 

32 RenovaBio já tem projeto de lei 

e possível viabilização deixa setor de 

biocombustíveis esperançoso por um 

crescimento mais sólido de negócios 

Consumidor 

34 Resposta de 

demanda é uma 

arma que pode 

ser alcançada 

pelo governo em 

momentos mais 

desfavoráveis 

de chuvas. O que 

se espera desse 

segmento 

Brasil Energia, nº 445, dezembro 2017 3

ISSN0101-7837 

Di re tor Presidente 

Celso Knoedt 

Di re tores 

Patrícia Quintão 

Rosely Máximo 

Edi tor Executivo 

Fabio Couto 

Re da to res 

Livia Neves 

Matheus Gagliano 

Amanda Magalhães (est.) 

Marcos Sardenberg (est.) 

Cor res pon den tes 

Lon dres - Ga briel Ra ma lho 

São Paulo - An to nio Car los Sil e Marcelo Furtado 

Revisão 

Liane Mo rais 

Programação Visual 

Ana Beatriz Leta 

Fotografia 

So ma fo to 

Capa 

Ale xan dre Ber sot 

Impressão 

Aerographic 

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O MRE sobrevive? 

Com o recrudescimento da crise hídrica entre 2015 e 2016, o setor elétrico 

apresentou ao país mais uma sigla que é de uso interno dos profissionais 

de geração: GSF. O impasse sobre o risco hidrológico colocou uma 

conta que supera R$ 4 bilhões em suspenso e até o fechamento desta edição 

ainda não havia sido publicada a Medida Provisória que estabeleceria 

a solução definitiva para o passivo. 

Mas além desse ponto, o que se discute abertamente ou nos bastidores 

é sobre o futuro do mecanismo, criado como se fosse uma espécie de seguro 

para as hidrelétricas se resguardarem do risco de gerar menos do que foi 

contratado. O MRE foi criado para compensar usinas que geraram abaixo 

da garantia física com a produção de quem excedeu essa marca. Num sistema 

elétrico em que a hidreletricidade, num passado nem tão distante, tinha 

participação de 90%, o GSF possuía toda a razão de existir. 

Mas com a formação de uma base térmica relevante, associada à entrada 

de fontes renováveis de energia, com custo variável zero e operação volátil, 

como é o caso de eólicas e solares, o MRE passou a ser questionado duramente 

sobre a eficácia em preservar as hidrelétricas. 

Há quem defenda, pura e simplesmente, o fim do mecanismo, já que a 

tendência de se gerar abaixo da garantia física é irreversível, entre outros 

pontos, segundo os defensores de tal argumento. O problema é que as hidrelétricas 

vêm enfrentando há anos vazões abaixo da média histórica, fato 

associado ao aumento dos usos múltiplos e urbanização acelerada dos respectivos 

entornos, o que força a uma revisão completa da garantia física – 

algo que vem se revelando mais complexo do que se imagina. 

Sem contar que desde já há quase oito anos não se conecta ao sistema 

uma hidrelétrica com reservatório de armazenamento – todas têm sido a 

fio d’água, o que reduz a garantia física média do condomínio hidrelétrico. 

Belo Monte, por exemplo, tem garantia física inferior à metade da potência 

total instalada – independente do fato de que a configuração da usina tenha 

sido a melhor possível do ponto de vista ambiental. Na ótica da operação 

diária, esse é um aspecto que sempre será considerado. 

A revisão do marco legal do setor elétrico pode ser o caminho para que 

se discuta qual o futuro do MRE, mas o aspecto mais relevante desse debate 

deve ser o fato de que o consumidor não deve ser desconsiderado ao 

se haver uma definição. Afinal de contas, quem paga a conta já vem sendo 

penalizado sistematicamente pelos desajustes profundos que foram produzidos 

pelo setor elétrico nos últimos anos. 

4 Brasil Energia, nº 445, dezembro 2017

FORA DA REDE 

Pedras no caminho 

A diluição do capital da Eletrobras está 

tão mais difícil do que se esperava que as 

chances de que a privatização não saia mais já 

não podem ser desprezadas. 

Reconstrução de linha de 

transmissão de Furnas: 

risco de privatização 

não acontecer não é 

desprezível 

Pedras no telhado 

Caso a operação não se concretize, já há 

nome e sobrenome para se atribuir à responsabilidade, 

mesmo que a privatização seja 

travada por motivos políticos. 

Efeito Orloff 

Em Minas Gerais, a preocupação com as finanças da Cemig é grande. E o 

temor com o sucessor de Fernando Pimentel, se não for reeleito governador, 

aumenta na mesma proporção. O risco é de que se queira replicar a proposta 

de privatização da Eletrobras na empresa mineira. 

Medo de gato 

Mesmo estando em um dos maiores mercados consumidores do país, a 

Light não parece estar despertando grandes atenções de potenciais compradores. 

Uma das possíveis explicações é a alta incidência de perdas comerciais, 

ainda maior com a crise econômica nos últimos anos. A volta da 

violência em comunidades elevou ainda mais a desconfiança, já que em muitas 

comunidades as equipes de ligação não conseguem entrar. 

Revés 

O acordo firmado com o Cade em processo que investigava cartel na 

venda de botijões de GLP no Nordeste não deve ser suficiente para afastar 

risco de reprovação da compra da Liquigás pela Ultragaz. A empresa do 

grupo Ultra espera parecer do Cade para concluir o negócio, mas o órgão 

de defesa da concorrência vê risco de redução da competição em algumas 

regiões do país, como no próprio Nordeste. 

Na boca do povo 

Contratar a cantora Ivete Sangalo foi 

um dos acertos da campanha da Abradee 

e da Aneel para estimular o consumo 

consciente de economia. A cantora 

possui credibilidade perante o público 

em geral, tem baixa rejeição de imagem 

e passa a mensagem de forma simpática, 

segundo observadores do setor. A expectativa 

é que a campanha ganhe mais 

tempo e novas peças, já que o verão eleva 

acentuadamente o consumo no país. 

Campanha 

da Abradee: 

expectativa 

por mais 

peças no 

futuro 

Lupa 

O CMSE está se reunindo semanalmente para acompanhar as condições 

de abastecimento da energia elétrica no país. Mesmo que não haja risco de 

desabastecimento, a preocupação procede porque a economia vem dando 

sinais de (lenta) recuperação. Por outro lado, a formação do fenômeno 

La Niña traz uma certa tranquilidade, porque as temperaturas tendem a ser 

mais amenas no verão. 


Primeiro híbrido do mundo a integrar energia eólica, 

solar e armazenamento em desenvolvimento 

A australiana Windlab e a Vestas estão desenvolvendo o projeto Kennedy 

Energy Park fase I, de 60,2 MW , o primeiro em grande escala do mundo a contar 

com produção de energias eólica e solar, além de bateria para armazenamento. 

Projetado para ajudar a atender a demanda de energia australiana, a fase I da 

Kennedy deve também pavimentar o caminho para que a Austrália consiga enfrentar 

os desafios de estabilidade da rede. 

A Kennedy fase I incluirá 43,2 MW de turbinas eólicas Vestas V136-3,6 MW, 

15 MW de energia solar e armazenamento em bateria íon-lítio de 2 MW/4 

MWh, tudo gerenciado por um sistema de controle personalizado da Vestas 

que irá operar toda a usina híbrida. 

Aerogerador da Vestas: 

primeiro parque híbrido em 

grande escala do mundo 

em desenvolvimento 

conta com sistema de 

armazenamento 


Carros elétricos carregados nas ruas 

de Paris: previsão é de ampliação para 

mais de 100 estações em 2018 

Europa ganhará 400 estações 

de recarga de VEs até 2020 

Ford, BMW, Daimler e Volkswagen, 

incluindo as marcas Audi e Porsche, formaram 

uma joint-venture chamada IONI- 

TY para desenvolver e instalar uma rede 

de recarga de veículos elétricos em toda 

a Europa. A previsão é que sejam abertas 

cerca de 400 estações de recarga de alta 

potência até 2020. Os sócios fundadores 

terão participação igualitária na empresa e 

outros fabricantes serão convidados para a 

expansão da rede. 

Ainda em 2017, 20 estações serão 

inauguradas, localizadas nas principais estradas 

da Alemanha, Noruega e Áustria, 

em intervalos de 120 km. Em 2018, a previsão 

é de que a rede seja ampliada para 

mais de 100 estações, que permitirão a recarga 

simultânea de vários clientes e diferentes 

marcas de veículos. A rede terá capacidade 

de até 350 KW por ponto. 

Ex-prefeito de Nova York adere 

à redução de eletricidade a carvão 

O ex-prefeito de Nova York Michael Bloomberg destinou US$ 50 

milhões para entidades parceiras globais que atuam na redução da 

geração de energia com o uso do carvão mineral. Esses recursos se 

somam aos US$ 64 milhões que Bloomberg, bilionário dono da agência 

de notícias que leva seu nome, destinou para a campanha Beyond 

Coal nos EUA. 

Sol ajuda a produzir água 

e oxigênio... na Lua 

Integrantes de uma rede internacional de pesquisas em energia 

termossolar, liderados pelo pesquisador Thorsten Denk, apresentaram 

à comunidade acadêmica um reator capaz de produzir água, hidrogênio 

e oxigênio a partir de minérios encontrados no solo lunar 

usando apenas energia solar. 

O conceito desenvolvido pela SolarPaces prevê o uso de um minério 

de titânio denominado ilmenita, que já é capaz de produzir 

cerca de 700 gramas de água. Denk calcula que poderá produzir 2,5 

kg de oxigênio a cada quatro horas, desde que o reator possa ser suprido 

com 10 kW produzidos por coletores termossolares. 


Tapete solar 

A britânica Renovagen 

criou uma matriz fotovoltaica 

de alta potência que desenrola 

como um tapete, criando uma 

mini central de abastecimento 

solar instantânea. A tecnologia 

foi desenvolvida para chegar 

rapidamente a locais que sofreram 

desastres ou necessitam 

de suporte humanitário. 

Chamada de Roll-Array, 

o “tapete solar” é facilmente 

rebocável por um veículo 

4×4. Quando conectado à 

parte de trás do carro, os painéis 

solares flexíveis são retirados 

de um carretel que se 

abre em minutos. A empresa 

afirma que os painéis poderão 

gerar até 100kWp, equivalente 

à dez vezes mais energia 

do que outros painéis solares 

transportáveis do mercado 

atual. 

Alemanha desenvolve maior 

turbina eólica do mundo (até agora) 

A Max Bögl Wind apresentou a que é considerada até o momento a turbina 

eólica mais alta do mundo. O aerogerador possui altura de torre de 178 

metros, ou 264,5 metros quando se considera o ponto mais alto da pá eólica. 

A fabricante forneceu os aerogeradores para um parque eólico localizado próximo 

a Stuttgart. 

As nacelles foram produzidas pela GE, com potência nominal de 3,4 MW 

cada. O parque eólico de Gaildorf demandou investimentos da ordem de 70 

milhões de euros e está localizado próximo a uma hidrelétrica com reservatório 

subterrâneo, a 200 metros de profundidade. 

Mercado de microrredes atingirá 

US$ 23 bilhões em 2021 

Até 2021, o mercado mundial de microrredes deve dobrar em relação ao 

patamar de US$ 12 bilhões atingido em 2016, para cerca de US$ 23 bilhões, registrando 

uma taxa de crescimento anual de 14%, de acordo com análise de 

mercado feita pela GlobalData. Entre 2017 e 2021, espera-se que o mercado 

avance do ciclo de teste e demonstração para a comercialização de projetos. 

De acordo com a análise, os principais impulsionadores deste mercado são 

a resiliência, confiabilidade e credenciais ambientais de microrredes. Já os desafios 

incluem quadros legislativos e regulatórios, falta de aceitação do usuário 

final e altos custos associados à tecnologia. 

Tapete solar: nova tecnologia é 

capaz de gerar energia em cinco 

minutos de instalação 


entrevista com 

LUIZ EDUARDO BARATA 


Não há risco de 

racionamento, mas a conta 

de luz vai ficar mais cara, 

até que os reservatórios 

sejam recompostos. Esse 

mantra tem sido repetido 

pelo diretor-geral do ONS, 

Luiz Eduardo Barata, diante 

do que pode ser considerado 

o momento mais crítico 

da hidrologia brasileira, 

quando se trata de 

armazenamento hidrelétrico. 

Barata é muito claro: o 

país precisa rever a cultura 

de consumo de energia, 

sinalizando claramente 

que a era da energia 

barata e farta, oriunda das 

hidrelétricas acabou. 

Por outro lado, ele conta 

que o ONS prepara estudos 

para a adoção de um 

CMO diário, na direção 

da formação de preços 

horários da energia, bem 

como na melhor previsão 

de ventos, a fim de mitigar 

a volatilidade das eólicas, 

que deve fechar 2017 com 

13 GW de capacidade 

instalada, sendo grande 

parte desse bloco no 

Nordeste. Veja os principais 

trechos da entrevista à 

Brasil Energia. 

FÁBIO COUTO 

Os reservatórios das hidrelétricas há anos estão no limite, com baixos níveis 

de armazenamento. Qual será a estratégia do ONS para recuperá-los? 

Essa solução não será isolada, do operador nacional. É uma solução integrada 

operador-planejador. Para alterar esse quadro substancialmente, 

é preciso alterar a matriz em relação à de hoje. Felizmente, já temos uma 

matriz diversificada, com hidrelétricas, termelétricas e renováveis intermitentes. 

Mas as últimas hidrelétricas que entraram em operação têm uma característica 

diferente daquelas que entraram até 2010, (Belo Monte, usinas 

do Madeira) sem capacidade de reservação. 

O que isso provoca? Não temos a capacidade de recuperar, ficamos 

mais dependentes dos períodos pluviométricos e das condições climáticas. 

Nos últimos anos, temos identificado mudanças nas condições do clima, 

sobretudo na região Nordeste, que tinha [definido] seu período seco, seu 

período chuvoso – eles continuam, mas o volume de chuvas que temos 

visto nos últimos anos tem feito com que as vazões na bacia do Rio São 

Francisco sejam sempre piores do que nos anos antecedentes. 

Durante um tempo esse fenômeno ficou muito concentrado na Bacia do 

São Francisco, mas isso se estendeu mais recentemente para as bacias do Tocantins, 

do Araguaia e principalmente a do Grande Paranaíba, que é o formador 

do Rio Paraná. Por essa razão, nossos reservatórios continuam baixos. 

Houve um atraso [do início] da estação chuvosa este ano. Ela começa a 

se delinear no finalzinho de setembro, começo de outubro, e este ano, só 

tivemos mesmo a presença dessa chuva em novembro. 

Quando esse quadro mudará? 

Esse quadro só vai ser modificado quando modificarmos a matriz. Fora 

isso, serão medidas de gestão mesmo. E estamos pensando em operar o sistema 

utilizando tanto quanto possível os recursos térmicos em função dos 

seus custos variáveis unitários. Só excepcionalmente é que saímos dessa 

regra. E o que verificamos é que ao longo de todo o período seco tivemos 

que usar muito as térmicas. E isso está sendo com muito relacionamento 

entre o operador e o planejador. Temos trabalhado de forma bastante integrada 

para ter alguma participação na definição da matriz, que não pode 

ser montada exclusivamente a partir do custo mais baixo. Mas tem que 

levar em conta uma série de atributos que deem conforto para o operador. 

Há algum risco de desabastecimento ou racionamento no país? 

Temos sempre manifestado que não há risco de desabastecimento – pelo 

menos não no horizonte de nossa responsabilidade, de cinco anos. Todas as 

avaliações mostram que não há risco de desabastecimento. Anualmente, colocamos 

volumes consideráveis de geração. O problema é que essa geração, 

que é hidrelétrica, depende das chuvas, que às vezes não vêm com a mesma 

intensidade que gostaríamos que viesse. Por outro lado, essas avaliações 

mostram que nós vamos ter uma operação mais custosa, porque vamos ter 




que despachar térmicas, térmicas e 

térmicas. E quanto mais térmicas, 

aumenta o custo de operação, e a 

consequência são tarifas mais caras 

e custos da energia para o mercado 

livre mais caro. 

Por essa razão, nós temos [afirmado] 

em todos os fóruns, chamamos a 

atenção para o aumento dos custos e 

das tarifas, o que requer um uso mais 

racional e consciente da energia. E 

as pessoas só fazem isso quando tiverem 

informação. Por essa razão estamos 

dando essas informações com 

frequência. Não é terrorismo, as contas 

de luz, com as bandeiras, trazem 

esse sinal. Só que muita gente, por 

incrível que pareça, não sabe que 

existem as bandeiras ou não sabe lê- 

-las. A bandeira está lá, informando 

para usar menos [energia] porque a 

sua conta será menor. E se muitos 

usarem menos, podemos até mudar 

o patamar da bandeira. 

Já é possível ver uma mudança 

de consumo, de hábito, por parte 

do consumidor? 

Isso foge do meu conhecimento: 

o que nós fizemos no CMSE, no 

relacionamento com o governo, e 

com o regulador, foi chamar a atenção 

para a necessidade [de reduzir 

o consumo], e isso resultou na campanha 

da Aneel de estímulo ao uso 

consciente da energia. Agora, uma 

opinião pessoal, mudança de hábito 

não é algo que acontece num estalar 

de dedos. É preciso uma campanha 

consistente, duradoura, para 

que a gente possa ter resultados 

palpáveis. Temos que passar essa 

mensagem de forma eficiente. 

O consumidor residencial, por 

exemplo, foi estimulado nos últimos 

anos, a comprar mais eletrodomésticos, 

como ar condicionado. Não fica 

mais difícil convencê-lo a reduzir 

o uso do ar condicionado? 

Exatamente, estimular a comprar 

o ar para não usar, é verdade… Por 

isso que é importante, queria que a 

campanha fosse mais longa. Não é 

que não se quer o uso do ar condicionado. 

A gente percebe em vários lugares 

que não se dá para ficar porque o 

ar está forte demais. Vê pessoas ligarem 

o ar condicionado lá em cima e 

colocar casaco. Muita gente em casa 

pode colocar o ar condicionado com 

22°C, 23°C, mas coloca a 17°C e se 

cobre todo, às vezes com duas mantas, 

porque o frio está insuportável. 

A campanha tem foco no consumidor 

residencial, mas o industrial e 

o comercial também poderiam mudar 

hábitos. Como incluir esses consumidores? 

Nesse momento, o foco num 

contexto global não é o da produção, 

porque o sinal que queremos 

dar para a economia, é do aumento 

da produção, do crescimento do 

PIB, então, a ideia não é investir 

na eficiência energética do lado da 

indústria, a menos que exista um 

programa especial, como é o plano 

da resposta de demanda. 

O que torna essa campanha um 

pouco mais difícil, porque uma das 

preocupações da área econômica 

do governo e do setor de energia é 

de não atrapalhar o crescimento da 

economia que se anuncia. E obviamente 

nós não queremos isso. Precisamos 

ter cuidado de dizer que a 

economia não vai ser afetada por 

uma dessas medidas. Eu diria que 

o ideal, neste momento, é que todo 

o esforço se concentrasse sobre 

o segmento residencial e aonde fosse 

possível. Quem quiser gastar, ele 

gasta, não há risco de faltar energia. 

É o que acontece quando há entressafra, 

produção de carne, trigo, 

você tem o produto. Quando a carne 

está cara, você não deixa de comer 

carne, mas come menos. É exa- 

Centro de Operações 

do ONS: previsores 

aperfeiçoados para 

ajudar na operação de 

eólicas 


tamente essa mensagem que a gente 

está tentando passar neste momento. 

As fontes intermitentes exigem 

um certo tipo de operação. Como 

o ONS está se preparando para 

operar essas fontes, com grande 

crescimento na matriz, e qual será 

o papel das hidrelétricas com o uso 

maior delas? 

Nós estamos investindo nos 

previsores, principalmente de eólicas, 

que é nossa maior participação. 

Solar já tem alguma 

participação, 400 MW, mas 

ainda é pouco perto da participação 

eólica, que possui 

12 mil MW. O investimento 

grande está sendo feito nos 

previsores de eólicas, justamente 

para tentar mitigar os 

efeitos das intermitências das 

usinas em atividade. A gente 

não consegue, obviamente, evitar a 

intermitência, a volatilidade, ela é 

inerente à fonte, mas a gente pode 

mitigar com previsores melhores. 

No futuro, nosso aprimoramento 

será completo em nossa cadeia 

de modelos. O que pretendemos 

é que a partir de 2019 tenhamos 

uma política diária. Nós já vamos 

calcular (o CMO) pelo modelo integrado 

até o day after, com preços, 

custos marginais médios horários. 

Nós estamos trabalhando de 

forma integrada, com a CCEE, a 

EPE, a Aneel, o MME, de modo 

que a gente isso esteja pronto em 

março do ano que vem. 

Tem um outro projeto que começará 

a ser feito no ano que vem, 

junto com a EPE, para introduzir 

Chamamos a atenção 

para o aumento dos custos e das 

tarifas, o que requer um uso mais 

racional e consciente da energia. 

E as pessoas só fazem isso quando 

tiverem informação 

um limite de energias renováveis 

intermitentes. Isso vai ser muito 

importante para nós, o limite de 

penetração das renováveis na rede 

sem dificultar a operação do sistema. 

É um trabalho que vai durar 

dois anos, mas vai nos ajudar para 

o futuro. A penetração eólica no 

sistema é baixa. Alemanha e Espanha 

são países que possuem participação 

acima de 50%. Eles foram 

botando, botando, botando, e agora 

estão precisando introduzir medidas 

mitigatórias. 

Para nós é bom que podemos fazer 

isso de forma antecipada e fazer depois 

nos dá essa vantagem. Ajudaria- 

-nos saber a quantidade de térmicas e 

hidrelétricas necessárias, em função do 

volume de renováveis que vamos ter. 

A previsão é que em 2021 as eólicas 

superem 16 GW, mais que uma Belo 

Monte, mais que uma Itaipu. 

Agora, o desempenho das eólicas 

na região Nordeste tem sido excepcional. 

Fatores de capacidade altíssimas, 

muito superiores aos dos projetos. Nós 

estamos muito impressionados com a 

resposta das eólicas. Mas a gente sabe 

que elas têm a volatilidade intraday e a 

volatilidade intra-ano. Temos que considerar 

esses fatores, todas as fontes, 

com seus atributos, tanto os positivos, 

quanto os negativos, que são desvantagens, 

senão, não se viabiliza fonte nenhuma. 

Temos que construir a matriz 

levando isso em conta. 

Quais são os entraves que ainda 

existem para a adoção da gestão de 

demanda no país e no que a ferramenta 

ajudaria na operação do sistema? 

Eu não vejo entraves ainda. Estamos 

na etapa final de audiência pública 

e a Aneel está preparando 

uma resolução que vai estabelecer 

o modus operandi da resposta 

de demanda. Para nós, não 

vai ajudar muito na operação 

do ponto de vista da energia, 

mas na potência, quando houver 

queda substancial da geração 

pela intermitência do vento. 

Ao invés de compensar com 

geração térmica ou com importação 

de Tucuruí, compensa-se com 

programas de redução de demanda, 

até porque a premissa não prejudica 

a economia do consumidor. 

Existe uma certa fantasia de que 

o grande consumidor industrial deixa 

de produzir para vender no mercado 

livre, isso não é fato, ele não faz 

isso. Ele deixa de consumir quando 

ele não produz, não deixa de ganhar 

dinheiro no negócio dele para ganhar 

no mercado livre. Isso está provado 

no mundo inteiro, quantas vezes ele 

pode reduzir o consumo sem prejudicar 

seu negócio. Para isso, ele tem 

que mexer em processos. Esse é um 

custo que terá que ser ressarcido, mas 

o consumidor não troca a produção 

quando ele consegue produzir gastando 

menos energia. 




Esses consumidores que vão participar 

desse projeto piloto são todos 

representados na Abrace, que tem 

nos ajudado muito nesse trabalho, já 

têm essa experiência nas suas plantas 

no exterior; na América do Norte, 

na Europa e até mesmo na América 

do Sul. Isso nos ajudou muito para 

formatar o programa, tratando basicamente 

de potência de demanda e 

não de energia. E por que a gente 

não começa por energia? 

Porque se para a potência já foi 

essa demora toda, imagina se começasse 

pela energia. Então, a estratégia 

que resolvemos adotar é ir step by 

step. Eles podem promover a redução 

da demanda num horizonte de 

um dia, no dia anterior, day ahead, 

ou intraday, desde que informem, no 

programa da semana, aquela capacidade. 

É um instrumento que a gente 

passa a utilizar. Não será imposto, 

será do interesse [do consumidor], ele 

sabe quanto custa a redução dele versus 

quanto custa a geração térmica. 

Se o custo dele for maior do que gerar 

térmica, a gente não vai fazer isso 

com ele, vai gerar térmica. É uma ferramenta 

voltada principalmente para 

o período seco, apesar de ser possível 

disponibilizar no período chuvoso. 

Quais são os maiores desafios, 

hoje, no setor de transmissão? 

Eu diria que estamos numa situação 

bem melhor do que há algum 

tempo, porque houve um esforço, 

tanto do poder concedente quanto do 

regulador, de implementar aprimoramentos 

nos modelos que fizeram com 

que os últimos leilões fossem bem sucedidos. 

Esse é um primeiro ponto. 

A gente espera um futuro diferente 

do que tivemos, cheio de problemas, 

com empreendedores que ficaram 

com portfólios bem maiores do que a 

capacidade de implementar, e causaram 

atrasos grandes na transmissão. A 

ampliação dos prazos de implantação 

dos empreendimentos, a melhoria do 

WACC, esses dois fatores, aumentaram 

muito a atratividade do negócio, 

e está trazendo bons players. 

Um outro ponto que vale ressaltar 

é que o MME tem buscado realizar 

um relacionamento muito próximo 

com os organismos ambientais. A gente 

sente que tem havido uma resposta 

bem melhor dos órgãos ambientais. 

No caso dos linhões de Belo 

Monte, há algum risco de atraso? 

Neste caso, não. A data contratual 

do bipolo 1 é o início de março. 

Mas ela terá antecipação, está 

confirmada para dezembro. A linha 

está totalmente construída, está 

em testes, e os resultados foram 

excepcionais. De fato, havia um temor 

muito grande porque na construção 

da linha haviam trechos que 

estavam com problemas, todos os 

desafios foram superados e o bipolo 

1 deve estar entrando [em operação] 

até o dia 19/12. O empreendedor 

é o BMTE e tem cumprido 

todos os compromissos assumidos. 

O outro, o bipolo 2, é da XRTE, 

a data deles é novembro de 2019, 

mas também trabalham com a perspectiva 

de antecipar [a entrada em 

operação comercial] para o início de 

2019. E tem havido um esforço do 

MME junto aos órgãos ambientais a 

fim de viabilizar essa antecipação. 

Como o ONS está avaliando a 

expansão da GD? 

O que a gente tem visto no exterior, 

especialmente na Europa e nos EUA, 

é que esse foi um negócio que deslanchou. 

No Brasil, ainda não, acho que 

porque nos últimos três anos vivemos 

uma crise econômica muito grande. 

Temos dois tipos de GD: uma ainda 

centralizada, em que se instalam sítios 

de eólicas e solares nas redes de distribuição 

e a GD realmente distribuída, 

que é aquela atrás do medidor. Eu 

acredito que vamos caminhar primeiro 

para a GD concentrada. E isso inclui a 

cogeração, que é voltada para consumidores 

comerciais e industriais e para 

níveis maiores de consumo. 

Acho que temos que criar mecanismos 

para quem quiser usar GD 

no teto, mas não acredito em uma 

expansão como aconteceu na Europa 

e nos EUA, porque o payback ainda 

está alto. Payback de sete anos, R$ 

15 mil, não é para qualquer consumidor 

que possa pagar. Além disso, o 

consumidor residencial, para usar, só 

pode residir em casa. Não pode usar 

em prédios, só um andar pode. 

A GD atrás do medidor nos EUA 

é muito difundida porque a capacidade 

econômica dos consumidores 

justifica, e existem programas 

nos quais o empreendedor coloca o 

[painel solar no] teto [e é remunerado 

com a economia de energia]. 

Mas como eu disse, não são tantos 

tetos que temos, porque a grande 

maioria das nossas cidades é verticalizada. 

E quanto mais verticalizada 

for a cidade, menor é o impacto 

da GD sobre o consumo geral [da 

unidade consumidora]. n 


MAPA DE CONCESSÕES GTD 

DE ENERGIA ELÉTRICA 

HIDRELÉTRICAS, TERMELÉTRICAS, EÓLICAS E AS LINHAS DE TRANSMISSÃO, 

EM OPERAÇÃO E EM PROJETO, LOCALIZADAS GEOGRAFICAMENTE. 

NOVO 

O MAPA TRAZ: 

• Localização, potência e os concessionários das 250 maiores 

usinas de geração em operação. 

• O trajeto de 136 mil km de linhas de transmissão em operação 

e das linhas em projeto 

• Áreas geográficas das 71 concessionárias de distribuição do país, 

com número de municípios atendidos e unidades consumidoras. 

• Dados atualizados sobre consumo e oferta por região 

• Ranking das concessionárias por número de consumidores 

e por consumo de energia 

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Veículos Elétricos 

Eles estão 

chegando 

Caminho traçado globalmente levará a crescimento de veículos elétricos 

no Brasil, incluindo soluções para o atendimento ao novo mercado 

LÍVIA NEVES 

O 

mundo parece ter tomado 

uma decisão sobre 

os veículos a combustão: 

eles estão com os dias 

contados. Em 2017, diversos países 

como Reino Unido, França e 

Índia estabeleceram datas limites 

para a venda deste tipo de veículo 

– ainda que algumas sejam 

distantes, indo de 2025, no caso 

da Noruega até 2050. O movimento 

está diretamente associado 

às metas estabelecidas no 

Acordo de Paris, para limitar a 

2°C o aumento da temperatura 

global até 2100, em comparação 

com os níveis pré-industriais. 

Embora o setor energético não 

seja o principal emissor no Brasil, 

que tem mais a contribuir no combate 

ao desmatamento, das emissões 

associadas à energia é justamente 

no transporte que o país precisa 

diminuir suas emissões de CO 2 

. 

“É na mobilidade que está a grande 

contribuição que o Brasil pode dar 

dentro do setor energético” avalia o 

especialista da EPE, Luciano Oliveira, 

mencionando a participação do 

país no Acordo de Paris. 

No ano passado, o setor energético 

brasileiro emitiu 423 milhões 

de toneladas do gás para a atmosfera, 

o que representa 19% do total 

de emissões no país. E o setor 

de transportes corresponde a 48% 

deste total, de acordo com relatório 

do Observatório do Clima lançado 

em outubro. 

Apesar de o país contar com uma 

oferta de biocombustível, para a qual 

as montadoras inclusive adaptaram 

modelos “flex”, a tendência global de 

produção de veículos elétricos deve 

forçar a adoção dessa tecnologia localmente. 

As políticas estabelecidas 

por países têm levado montadoras a 

investir na eletricidade como propulsora 

de seus novos modelos. 


Grandes fabricantes mundiais, 

como a Toyota, a Honda, a Ford, 

a BMW e a Renault, já comercializam 

modelos híbridos em diversos 

países, enquanto modelos 

elétricos começam a ganhar mercado. 

A Toyota fabrica o modelo 

híbrido (que utiliza dois motores, 

um a gasolina e outro elétrico) 

mais vendido do mundo, o Prius, 

mas existem fábricas que se dedicam 

exclusivamente à mobilidade 

elétrica, como a badalada Tesla e 

a acessível BYD, esta última com 

modelos híbridos. 

Além do combate às mudanças 

climáticas, a preocupação com a poluição 

em grandes centros urbanos 

e o episódio que acabou conhecido 

como “dieselgate”, envolvendo o 

uso de tecnologias para fraudar testes 

de emissões, também impactam 

essas diretrizes governamentais. 

A questão da poluição é um dos 

principais motivadores para esse 

tipo de política na China, que é o 

maior mercado global para os veículos 

elétricos. No ano passado, foram 

vendidos 336 mil VEs no gigante 

asiático, de um total de 750 mil, 

de acordo com relatório “Global EV 

Outlook 2017”, da Agência Internacional 

de Energia (IEA, na sigla 

em inglês). Esse montante, entretanto, 

correspondeu a apenas 1,5% 

do mercado chinês no ano passado. 

Em participação de mercado, aponta 

a IEA, o líder global é sem dúvidas 

a Noruega, onde os carros elétricos 

corresponderam a 29% das vendas 

em 2016. Ambos os países têm 

políticas de incentivo à tecnologia. 

No Brasil, onde há correções 

em curso para dar tratamento 

Eletroposto Celesc 

e Certi: começo 

da formação de 

infraestrutura de recarga 

tributário isonômico para os veículos 

elétricos e um início de 

infraestrutura de recarga, ainda 

muito restrito à P&D, a frota 

de veículos elétricos é de apenas 

7.701 veículos, de acordo com o 

Denatran, de um total de 97 milhões 

de veículos. Só neste ano, 

até outubro, foram emplacados 

2.706 veículos elétricos, de acordo 

com a Anfavea, correspondente 

a 0,15% dos 1,773 milhão 

de veículos emplacados. 

Os números globais e os brasileiros 

podem ser ainda tímidos, 

mas o quadro atual, com políticas 

de descontinuidade de veículos 

a gasolina e diesel e anúncios 

de planos das montadoras, oferece 

um crescimento projetado significativo. 

Um estudo da Bloomberg 

New Energy Finance (BNEF), divulgado 

em julho deste ano projeta 

que VEs corresponderão a mais 

de 50% das vendas de novos automóveis 

em 2040. Até lá, devem representar 

33% de todos os veículos 

leves circulando nas estradas. 

Baterias e primeira 

fábrica brasileira 

A previsão baseia-se na análise 

das possíveis reduções futuras 

do preço das baterias de íons de lítio, 

que já caiu 73% desde 2010. 

Os avanços no processo de fabricação 

e a duplicação da densidade 

de energia da bateria serão responsáveis 

pela queda de 70% do valor 

dos veículos até 2030. Também foi 

levado em consideração o número 

de novos modelos de VEs que as 

montadoras planejam lançar. 

Neste horizonte, os veículos 

elétricos deslocariam o consumo 

equivalente a oito milhões de barris 

de combustível por dia no transporte, 

adicionando 5% ao consumo 

global de eletricidade. Até 

2016, as baterias representavam 

48% do custo total dos VEs, mas 

essa proporção deve cair para me- 



Carros elétricos da BYD em Fortaleza: 

início da formação do mercado de 

compartilhamento no país 

nos de 25% a partir de 2025, segundo 

a BNEF. 

De acordo com o relatório da 

IEA, empresas como GM e LG 

anunciaram recentemente baterias 

a um custo variando de US$ 180/ 

kWh a US$ 200/kWh para novos 

modelos EV. Ainda de acordo com 

a avaliação da agência, os ganhos 

de escala reforçam a expectativa de 

que os preços continuem caindo. 

O Brasil deve receber sua primeira 

fábrica brasileira de baterias 

comerciais (há no país pesquisas 

de desenvolvimento da tecnologia, 

como as conduzidas pela Itaipu 

Binacional) em 2018. A fabricante 

chinesa de veículos elétricos 

BYD planeja construir no país uma 

fábrica para equipar os ônibus elétricos 

que já comercializa por aqui 

– a companhia forneceu neste ano 

60 ônibus elétricos para a cidade 

de São Paulo. 

O diretor de Marketing, Novos 

Negócios e Sustentabilidade 

da companhia no Brasil, Adalberto 

Maluf, menciona que um dos indicativos 

de criação de um ambiente 

favorável para o mercado no país é 

a Rota 2030. A política do governo 

federal para o setor automotivo, 

esclarece, deverá estabelecer tratamento 

tributário isonômico para 

veículos elétricos – atualmente taxados 

com alíquota máxima de IPI 

de 25%, por não terem classificação 

própria. 

“A perspectiva é de subir o IPI 

para todo mundo, todos vão pagar 

25%, sem diferenciação. Poderão 

ter até 15% de crédito tributário, 

que será reduzido para cada item: 

2% para eficiência energética, 2% 

para itens de segurança, etc. Para o 

elétrico isto vai ser bom, porque é 

mais eficiente”, comenta Maluf. 

Assim como deve ser observado 

no mundo, a expectativa é que o 

ganho de escala com a fábrica contribua 

para a competitividade dos 

veículos no Brasil. “Com essa nova 

fábrica de baterias, acreditamos 

até que o preço vai cair um pouco, 

a gente vai ganhar mais escala para 

produzir os veículos elétricos, inicialmente 

nas frotas públicas, que 

é o nosso foco, ônibus, táxis, empresas, 

que rodam bastante e têm 

onde carregar os veículos, em seus 

centros, garagens, são nichos prioritários, 

onde o mercado começa”, 

cita o diretor. 

Outro nicho observado pela 

BYD para as baterias são as energias 

renováveis e serviços para o setor 

elétrico. No mundo, e possivelmente 

no Brasil a expansão dos veículos 

elétricos é praticamente indissociável 

destes segmentos. “As 

baterias vão ajudar não só a desenvolver 

os veículos elétricos como 

energia renovável, para uso estacionário, 

de armazenamento, tanto 

em parques como também instalações 

de transmissão e soluções 

para o usuário final”. O executivo 

cita, inclusive, que os ônibus elétricos 

fornecidos para a prefeitura de 

São Paulo acompanham sistemas 

fotovoltaicos para recarga. A avaliação 

é de que as soluções de geração 

de energia renovável, veículos elétricos 

e armazenamento serão cada 

vez mais integradas. 

Maluf, da BYD: ambiente 

favorável com Rota 2030 


Serviços para a rede 

Com isso, há outro segmento 

sendo transformado com o crescimento 

dos veículos: a distribuição 

da energia elétrica. Assim como geração 

distribuída, armazenamento 

e dispositivos digitais inteligentes, 

os veículos elétricos são uma das 

tecnologias que estão mudando a 

forma como as redes elétricas entregam 

e recebem energia. 

Este pode ser um novo negócio 

para as distribuidoras e os veículos 

poderiam inclusive prestar alguns 

tipos de serviços ligados ao gerenciamento 

de carga e demanda. 

Mas também são um desafio, 

já que há diversos tipos de recarga 

dos veículos, das mais rápidas, 

que exigem mais da rede elétrica, 

às mais lentas. 

Algumas distribuidoras brasileiras 

estão se posicionando para estudar 

esses impactos. A Enel Ceará, 

por exemplo, tem projeto de 

P&D e parceria com a Serttel toca 

um projeto de compartilhamento 

de carros e Fortaleza. Já a CPFL estuda 

impactos dos veículos na rede 

e modelos de negócios dos eletropostos 

em São Paulo. 

A Celesc, em Santa Catarina, 

desenvolveu um modelo próprio 

de eletroposto, que testa em corredor 

de elétrico de 150 km. A distribuidora 

identificou que uso de baterias 

é oportunidade para que os 

eletropostos, e não só os veículos, 

prestem serviços ancilares à rede. 

Essas oportunidades levaram a 

Aneel a realizar uma audiência pública, 

encerrada em julho, para estruturar 

a regulação que definirá 

os tipos de serviços prestados pe- 

Espaço para todos 

Mesmo com a penetração de 

veículos elétricos puxada pela 

tendência global, biocombustíveis 

também devem ganhar relevância 

na matriz brasileira, com o potencial 

de captura de carbono na 

produção de etanol, caso o país 

busque fazer sua parte para cumprir 

com as metas do Acordo de 

Paris. Essa é uma das conclusões Embaixador José Marcondes (à dir.): trabalho 

de estudo realizado pelo programa 

de planejamento energético da 

conjunto com etanol de segunda geração 

Coppe/UFRJ, que analisou a evolução 

da matriz de acordo com o 

“orçamento” de emissão de CO2 

do qual o país dispõe para cumprir 

com as metas do Acordo de Paris. 

“Nosso modelo aponta o menor 

custo dentro do cenário de 

emissões restritas, com as tecnologias 

e custos conhecidos” explica 

o professor do programa de pós- 

Schaeffer, da Coppe/UFRJ: 

captura de carbono necessária para 

-graduação, Roberto Schaeffer. Segundo 

o pesquisador, o modelo ro- 

manter “orçamento” de emissões 

dado é sensível à eletrificação da 

mobilidade, o que desloca o uso do etanol para outros modais, como a aviação. 

“O modelo entende que é mais barato ter veículos leves elétricos, mas que 

é necessária a captura de carbono para manter o ‘orçamento’ de emissões, então 

prevê produção de biodiesel da cana, bioquerosene para aviação, bunkers 

de navegação”, detalha. Schaeffer observa que a Coppe vem trabalhando para 

tentar quantificar o impacto econômico de não adotar tecnologias para mitigar 

e combater as mudanças climáticas. 

Na avaliação do professor, não há necessariamente um antagonismo entre 

a mobilidade elétrica e os biocombustíveis, que acabarão oferecendo 

soluções para segmentos onde fizerem mais sentido ou sejam mais facilmente 

incorporados. 

O grupo projetou um modelo global de emissões para definir qual seria o limite 

brasileiro. Para limitar o aquecimento a 2°C, o país poderia emitir mais 23,6 

gigatoneladas de CO 2 

até o final do século. Para se manter neste cenário, alguns 

segmentos do setor energético deveriam apresentar emissões negativas, aponta 

o modelo desenvolvido pela Coppe, caso da produção de biocombustíveis a 

partir da cana, que capturam CO 2 

. 

O estudo da Coppe não está isolado da percepção dos formuladores de 

políticas. O chefe brasileiro de negociação na COP 23, embaixador José Marcondes, 

lembrou que o evento brasileiro na conferência discutirá justamente os biocombustíveis. 

“Vamos discutir como iremos trabalhar com etanol celulósico, de 

segunda geração”, disse, mencionando o RenovaBio. 



De volta para o futuro? 

A eletricidade como combustível é uma tecnologia mais que centenária: 

nos últimos anos do século 19 já existiam modelos elétricos, mas autonomia 

e durabilidade eram problemas que tornaram a solução inviável 

para a escala comercial e colocou a combustão interna como o padrão 

para o deslocamento em todo o mundo. 

Mas mesmo sendo renegada, a tecnologia do motor elétrico nunca foi 

abandonada. As baterias de íon-lítio estão evoluindo como nunca se viu 

e os modelos comercialmente vendidos nada devem aos seus similares a 

gasolina, etanol e diesel. Antes relegada a ser usada em carrinhos de golfe 

e transporte em áreas fechadas, o motor elétrico tornou-se a queridinha 

da indústria automotiva. 

Salões de automóveis também têm dedicado mais espaço para esses 

modelos. Séries e filmes de TV têm dedicado espaço para merchandisings 

de modelos elétricos. Na série cômica Curb Your Enthusiasm, da HBO, 

o protagonista Larry David dirigiu um Toyota Prius por todas as oito temporadas. 

Na nona, atualmente em exibição, David, conhecido por ter sido 

o criador da série Seinfeld, nos anos 90, “testou” um Tesla, modelo puramente 

elétrico. 

Cena da série Curb Your Enthusiasm, da HBO: 

Tesla aposta no merchandising na TV para popularizar tecnologia 

los pontos de recarga e determinará 

a comunicação constante dos operadores 

dos postos com a agência. 

De acordo com a Aneel, as contribuições 

recebidas estão em fase de 

análise e a expectativa é que a proposta 

de regulamentação seja apreciada 

pela diretoria no primeiro semestre 

de 2018. 

Na nota técnica que subsidia 

a audiência, a Aneel estudou dois 

modelos de negócios: no primeiro, 

com retorno mais rápido, o prestador 

do serviço paga para a distribuidora 

apenas o que consome, e 

no segundo, com retorno mais longo, 

há um custo fixo por recarga, 

que também remunera a rede. 

Como apontam os exercícios realizados 

pela área técnica da Aneel, 

não há por enquanto incentivo financeiro 

aparente para investir em 

postos de recarga para veículos elétricos. 

Entretanto, conforme também 

aponta a nota técnica, globalmente 

os fabricantes de veículos elétricos 

e empresas privadas estão liderando 

o aporte de recursos para 

o desenvolvimento inicial da infraestrutura, 

etapa que “precede a disseminação 

em larga escala dos VEs”. 

Para o responsável por Pesquisa 

e Desenvolvimento da Enel Brasil, 

Paulo Maisonnave, a expansão do 

uso de veículos elétricos representa 

muito mais uma oportunidade para 

as empresas de energia do que um 

desafio. Há interesse, por exemplo, 

em fornecer a estrutura de recarga 

para estabelecimentos que desejem 

oferecer este serviço. Para ele, a operação 

dos eletropostos ainda não é 

um negócio atrativo isoladamente, 

mas a instalação pode ser um diferencial 

para empreendimentos comerciais 

como shoppings e hotéis. 

Outras oportunidades podem 

se abrir conforme a tecnologia evolua 

e a regulação preveja novos modelos 

de negócios. O diretor e sócio 

da consultoria PSR, Rafael Kelman, 

cita a possibilidade de que as baterias 

dos veículos injetem energia na 

rede, podendo prestar serviços ancilares 

à rede. Mas isso depende da 

instalação de eletropostos que sejam 

bidirecionais, uma tecnologia 

ainda em desenvolvimento. 

A própria Enel desenvolve projeto 

na Itália com o chamado 

V2G (da expressão em inglês “vehicle 

to grid”, ou veículo para a rede), 

que permite esse uso inteligente 

dos carros. n 


MAPA BRASIL - RENOVÁVEIS 

EDIÇÃO ATUALIZADA 

DADOS E LOCALIZAÇÃO DE 523 USINAS DE BIOMASSA, 369 PARQUES EÓLICOS, 

448 PCHS E 39 PLANTAS SOLARES 

BIOMASSA EÓLICA PCH SOLAR 

E MAIS: 

• Mapa georreferenciado com as LTs e subestações 

• Ranking dos maiores investidores por tipo de usina 

• Gráfi co das usinas em operação, construção e outorgadas 

• Evolução dos preços por fonte desde 2004 

• Capacidade a ser adicionada até 2020 por fonte renovável 

• Participação das renováveis na matriz energética brasileira 

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Gás natural 

Lenta 

retomada 

A recuperação da demanda pós-crise vai demorar. 

Mercado estima que ainda vai levar anos para o 

consumo voltar aos níveis de 2014 

MATHEUS GAGLIANO 

Com a economia brasileira 

em processo de recuperação 

lenta e gradual, 

depois de três anos de recessão, 

o setor industrial começa a recuperar 

o ânimo, com a elevação 

paulatina da atividade produtiva. 

As indústrias, um dos segmentos 

que mais se ressentiram da crise, 

começou a recuperar o ânimo, 

com uma elevação paulatina da 

atividade produtiva. 

Na mesma linha, os índices 

de consumo de gás natural pelas 

indústrias nos últimos meses estão 

acompanhando o ritmo e já 

começam a mostrar que há uma 

luz no fim do túnel, com a recuperação 

paulatina desse setor, 

já que os volumes consumidos 

pelo segmento vêm crescendo 

pouco a pouco. No começo 

do ano, o volume voltado para 

o consumo industrial estava na 

casa de 24 milhões de m³/dia, 

superando a marca de 27 milhões 

de m³/dia em março, chegando 

a pouco mais de 28 milhões 

de m³/dia em agosto. Até 

setembro, o acumulado do ano 

está em 27,034 milhões de m³/ 

dia, em média, de acordo com 

dados da Associação Brasileira 

das Empresas Distribuidoras de 

Gás Canalizado (Abegás). 

Obviamente, tudo dependerá 

do ritmo da atividade industrial, 

entretanto um crescimento robusto, 

para além da média histórica, 

de fato, ainda é um horizonte ainda 

distante, visto que a crise derrubou 

os níveis para os patamares 

de uma década atrás. 

Depois do segmento termelétrico, 

o industrial é o setor mais preponderante 

para o gás. No entanto, 

diferentemente da geração térmica, 

onde a demanda é diretamente 

relacionada às ordens de despacho 

do ONS, o comportamento do 

consumidor industrial é mais estável, 

menos volátil. 

Sinais de mudança 

Um exemplo de que o sinal 

mudou está nos dados nacionais 

de consumo da Abegás, segundo 

os quais em setembro a demanda 

cresceu 5,34% na comparação 

com o mesmo mês do ano passado 

– 27,7 milhões de m³/dia, 

em média, contra 26,3 milhões 

de m³/dia. 

O gerente de Planejamento Estratégico 

e Competitividade da 

Abegás, Marcelo Mendonça confirma 

que esse é, sim, um processo 

paulatino, acompanhando o 

ritmo da retomada industrial. A 

previsão dele é que o setor pos- 


Fábrica de automóveis da GM: 

retomada da atividade econômica 

puxa alta na demanda de gás natural 

sa melhorar ao longo do ano que 

vem, com taxas de crescimento 

superiores ante 2017, mas não arrisca 

projetar qual o nível de retomada 

que virá pela frente. 

“É difícil saber a estimativa de 

volume a ser consumido porque 

tem a questão econômica. Então 

depende desse fator externo 

que não dá para prever”, comenta 

Moreira. 

O nível de utilização da capacidade 

instalada, medida pela 

Confederação Nacional da Indústria 

(CNI) aponta que em agosto 

deste ano chegou a 74,2%, abaixo 

do patamar de 81,2% referente à 

média de 2014, antes da crise que 

começou em 2015. 

“Com a expectativa de maior 

crescimento do PIB e incremento 

da atividade econômica, a Petrobras 

acredita e vem se planejando 

para o crescimento do consumo 

industrial”, disse a companhia em 

nota à Brasil Energia. 

Ou seja, tudo depende dos 

indicadores da atividade industrial 

e ainda assim, não deverá 

ocorrer crescimento expressivo 

pelos próximos três anos. O diretor 

técnico da Gas Energy, Rivaldo 

Moreira Neto, avalia que, 

mesmo com a retomada industrial, 

a possibilidade é que, em 

2020, o consumo do segmento 

industrial retorne aos patamares 

pré-crise. Para o consultor, 

ainda falta muito para 

que as indústrias ampliem suas 

compras de gás de fato, uma 

vez que os patamares de consumo 

voltaram aos níveis do 

biênio 2006/07. “Não estamos 

avançando nenhuma casa além 

nos últimos anos e a perspectiva 

é somente recuperar o espaço 

perdido”, destaca. 

O executivo da GasEnergy salienta 

que antes mesmo da crise, 

os patamares de consumo de gás 

já não eram tão bons, mas a retração 

da indústria, acabou por 

colocar uma pá de cal nos planos 

de ampliação do consumo. 

Dados divulgados pelo consultor 

mostram que de 2001 a 2009, 

as indústrias vinham apresentando 

crescimento constante, saindo 

de 15 milhões de m³/dia para 26 

milhões de m³/dia. Quando veio 

a crise global de 2008, o mercado 

como um todo sentiu os efeitos 

e aí houve uma retração para 

22 milhões de m³/dia. 

A recuperação só veio em 2011 

e, desde então, não houve ampliação 

significativa, mantendo- 

-se apenas um ritmo praticamente 

estável. Então, quando chegou 

a 2016, o consumo voltou para a 

casa de 25 milhões de m³/dia. 


Gás natural 

A diretora de Energia da Associação 

Brasileira de Grande Consumidores 

Industriais de Energia 

(Abrace), Camila Schoti, confirma 

que no período pré-crise o 

horizonte era muito mais otimista 

levando os industriais a projetarem 

que, em 15 anos, o consumo 

gasífero poderia triplicar, 

caso o preço caísse pela metade. 

Mas como a atividade econômica 

estagnou, esse otimismo acabou 

se perdendo. 

“Com preços competitivos havia 

espaço para crescimento da demanda, 

decorrente da substituição 

do combustível”, avaliou ela. 

Depois do segmento 

termelétrico, o industrial é o 

setor mais importante para o gás. 

No entanto, demanda é mais 

Para ela, o aumento do consumo 

passa ainda pela competitividade 

do preço do gás no futuro. 

Nos últimos anos, com o 

descolamento do valor do insumo 

produzido no país em relação 

ao gás importado, houve um desestímulo 

por parte dos empresários 

a pensarem em uma substituição 

do combustível nos processos 

produtivos. 

Renegociação de contratos 

Há um outro complicador. O 

cenário que começa a se desenhar 

para os grandes consumidores é 

nebuloso, diante da renegociação 

dos contratos de fornecimento. 

Schoti aponta que os agentes vêm 

falando em um aumento de 30% 

no valor da molécula de gás com 

esse reposicionamento, o que pode 

afetar a indústria. 

Além disso, há ainda a questão 

da flexibilidade do uso, no qual os 

agentes podem ter de arcar com 

estável, menos volátil, como o térmico 

uma penalidade de 70% do preço 

do gás caso haja uma ultrapassagem 

do volume contratado, de 

acordo com a executiva. 

Por exemplo: se uma empresa 

contrata 100 mil m³/dia de gás 

mas acaba usando 104 mil m³/dia, 

incidiria essa penalidade de 70%. 

“Para alguns processos produtivos, 

acaba ficando inviável. Existem necessidades 

que precisam dessa flexibilidade”, 

ressaltou. 

A Associação Técnica Brasileira 

das Indústrias de Vidro (Abividro) 

é uma das entidades que 

também agrega consumidores de 

gás em larga escala. O superintendente 

Lucien Belmonte vê outro 

problema: falta de perspectiva 

de oferta, embora seja esperado 

um volume maior, principalmente 

com a exploração do pré- 

-sal. A elevação da disponibilidade, 

neste caso, precisa estar bem 

definida, a fim de garantir previsibilidade 

para os produtores industriais. 

“Esse aumento esperado 

da oferta é de suma importância 

para o barateamento da molécula”, 

sublinhou. 

O executivo explicou que permaneceriam 

incógnitas a transparência 

sobre as tarifas de distribuidoras 

estatais estaduais – São Paulo 

e Rio de Janeiro são exceções, 

pois as companhias já são privadas 

e com a atuação de uma agência reguladora. 

“Outros entes sequer têm agência 

reguladora. Então vemos um 

mercado que anda de lado e não 

vemos uma rápida recuperação a 

curto prazo e ainda com ocorrência 

de inseguranças econômicas e 

regulatórias”, analisou Belmonte. 

A oportunidade se deu com o programa 

Gás para Crescer, enquanto 

tentativa governamental de fomentar 

um mercado mais competitivo e 

promover a entrada de novos agentes 

supridores, segundo Belmonte. 

Mas o projeto ainda é tímido ao desatar 

o nó das incertezas relativas 


aos estados e à atuação da Petrobras, 

com seu novo papel. 

Para os industriais, a questão 

será mais clara se o projeto de privatização 

das distribuidoras – que 

é a tendência esperada – deixar 

transparente quais as tarifas que serão 

praticadas e se haverá um processo 

de revisão tarifária consistente 

que dê previsibilidade aos consumidores. 

A Petrobras explicou que a revisão 

dos contratos com as distribuidoras 

ocorre a pedido dela próprias 

devido a dificuldades apresentadas 

pelas companhias em virtude da 

queda do consumo provocada pela 

crise. 

Uma das saídas para tornar o 

cenário melhor é o novo projeto 

de lei baseado no Gás para Crescer. 

Mas o consultor José Roberto 

Faveret, do escritório de advocacia 

Faveret Lampert, avalia que o programa 

poderia ter sido mais ousado 

no sentido de dar mais liberdade 

aos grandes consumidores em 

suprirem suas necessidades. Para 

ele, a nova proposta deveria oferecer 

chance para que as indústrias 

não só possam comprar gás das comercializadoras, 

mas consigam viabilizar 

sua própria estrutura para 

suprirem a si mesmas. 

Ele explica, por exemplo, que 

os grandes consumidores industriais 

poderiam ser autorizados a 

construírem seus próprios dutos 

de transferência de gás para movimentar 

a molécula ou então obter 

autorização para construir terminais 

de regaseificação de gás natural 

liquefeito (GNL). 

“A intermediação da distribuidora 

agrega pouco valor ao consumidor 

e gera muito custo”, avaliou. 

Distribuidoras tentam expandir 

A importância do segmento pode 

ser exemplificada no plano de 

expansão da Gas Brasiliano, distribuidora 

que atua no interior do 

estado de São Paulo. Nos próximos 

cinco anos, a empresa pretende 

aportar recursos de R$ 250 milhões 

na expansão em sua área de 

concessão e o diretor presidente da 

companhia, Walter Fernando Piazza 

Junior, explicou que os planos 

serão ancorados na indústria. 

A companhia realizou um estudo 

para verificar a viabilidade dessa 

expansão e percebeu que o gás é 

capaz de atender aos pólos produtivos 

do interior paulista, como a 

canavieira, implementos agrícolas, 

fabricantes de alimentos e de calçados. 

Até o fim deste ano, a Gas Brasiliano 

pretende levar o insumo até 

o município de Jaú, onde existe o 

pólo calçadista. 

“Esse é um setor que estava se 

perdendo em função da falta do 

gás. Com a chegada, pode retomar 

seu vigor e tende a crescer”, afirmou 

Piazza. 

No setor alimentício, o gás pode 

substituir o gás liquefeito do petróleo 

(GLP) em fritadeiras, fornos 

e assadeiras. 

Já o setor de calçados pode usar 

o gás natural em processos como 

nas injetoras de soldas dos sapatos, 

no forno de conformação, no forno 

de secagem e também como geração 

de energia, sendo este último 

por meio de turbinas de cogeração, 

dando a possibilidade de diminuição 

de gastos com a conta de luz. n 

Piazza, da GasBrasiliano: expansão para 

polos industriais em SP 

Belmonte, da Abividro: baixa 

perspectiva de mais oferta 

Camila, da Abrace: demanda maior passa 

pela competitividade 


Distribuição 

Usina nuclear na Europa: 

Alemanha teve caso de 

ataque que desativou 

empreendimento durante dias 

O ônus da modernidade 

Empresas de energia terão que investir em cybersegurança diante da 

inexorável digitalização das redes, o que pode atrair ameaças virtuais 

MARCO SARDENBERG 

O 

setor de energia elétrica 

no Brasil está se preparando 

para a modernidade, 

com a digitalização dos equipamentos, 

a adoção da internet das 

coisas e as redes inteligentes. Num 

país de dimensões continentais e 

energia universalizada, o segmento 

de distribuição é o elo entre os consumidores 

e a energia elétrica. São 

mais de 64 milhões de unidades 

consumidoras e centenas de milhões 

de quilômetros de redes que 

vão se tornar digitais. 

Isso significa que equipamentos 

como disjuntores e transformadores 

vão atuar como um computador 

ou um smartphone. Serão 

equipamentos que vão se conectar 

à internet, enviando milhares de 

dados e informações por segundo, 

permitindo mais eficiência na operação, 

com menos custos e maior 

qualidade. 

Mas esse crescente avanço da digitalização 

aumenta os pontos de entrada 

para possíveis ataques cibernéticos. 

Em outras palavras, as redes 

de distribuição passam a ser alvos de 

hackers (não os “do bem”, que invadem 

redes em busca de vulnerabilidades, 

para alertar a comunidade cibernética), 

daqueles que buscam tirar 

proveito financeiro das ações. 


Energia elétrica é o segmento da 

indústria mais visado para ataques 

cibernéticos, segundo o Repository 

of Industrial Security Incidents 

(RISI), lgado à Security Incidents 

Organization. O risco é maior até 

mesmo que nos setores de petróleo, 

transporte e água. 

“Certamente a Internet das Coisas 

é um caminho sem volta e junto 

aos grandes recursos que a conectividade 

trouxe, há uma questão sobre 

a vulnerabilidade dos sistemas 

e redes. Toda vez que você disponibiliza 

informações, aumenta o grau 

de conectividade de dispositivos, 

e isso, naturalmente, expõe a ataques, 

sim”, explica Julio Oliveira, 

gerente de Engenharia de Automação 

da ABB. 

Esse é um tema que não está 

sendo discutido apenas no Brasil, 

pelo contrário: o potencial de crescimento 

de negócios ligados à cybersegurança 

de empresas em missão 

crítica, como é o caso de empresas 

de energia, é muito elevado. 

Um estudo da Control Risks 

com base em entrevistas com quase 

500 executivos em vários países 

indica que um terço das empresas 

de negócios e TI ignoram riscos de 

ameaças relativas à segurança cibernética 

(veja quadro). 

Um dos segmentos é o de tecnologias 

de redes de comunicações 

baseadas em ethernet, um padrão 

que permite níveis mais elevados 

de segurança. 

Quando se tem teleproteção 

de linhas de transmissão cujos dados 

não são confidenciais, mas que 

precisam ter a garantia de que as 

informações cheguem inalteradas 

no seu destino, é preciso ter a segurança 

de que os dados chegarão 

íntegros e no tempo certo, explica 

Paul Schwyter, gerente global de 

produto para redes e segurança cibernética 

da ABB. 

O diretor-executivo da CGI no 

Brasil, Marco Affonso, ressalta que 

há espaço, por exemplo, para que 

medidores eletrônicos possam ser 

fraudados por invasores, que podem 

adulterar dados, reduzindo 

contas de energia. Mas os problemas 

podem ser ainda maiores: riscos 

de apagar bairros ou mesmo cidades 

inteiras passam a ser um risco 

real. Ou pior: assim como acontece 

com sequestradores de dados, 

que pedem dinheiro para liberar 

acessos a computadores, por exemplo, 

vulnerabilidades podem abrir 

espaço para sequestros de redes. 

O diretor-executivo da Kaspersky 

Lab Brasil, Roberto Rebouças, 

ressalta que a prevenção passa pelo 

total envolvimento de funcionários 

das empresas, com atualização de 

anti-virus, políticas de uso de equipamentos 

digitais, senhas, conexão 

de pen-drives e cia. Affonso, da 

CGI, lembra que um caso de invasão 

foi causado por um funcionário 

de usina que conectou um pen drive 

infectado - ou seja, não foi preciso 

usar a rede para infectar o empreendimento. 

Mas o meio mais comum de infecção 

de redes é o phishing. Quem 

não associa o nome à pessoa, são 

aqueles emails de bancos que pedem 

para clicar em links para atualizar 

sistemas de segurança, com 

inclusão de senha. O phishing não 

infecta um computador imediatamente, 

mas quando o usuário clica 

nesse link, permite a instalação 

de um programa que aciona um vírus 

que deleta arquivos ou permite 

que o hacker assuma o controle à 

distância. 

Oliveira, da ABB, diz ainda que 

as distribuidoras podem ficar totalmente 

sem ação caso um ataque 

Oliveira, da ABB: risco de distribuidoras 

ficarem paralisadas após ataque 

Kraemer, de Itaipu: parte 

do processo de modernização passa 

pela segurança cibernética 

Oliveira, da ABB: risco de distribuidoras 

ficarem paralisadas após ataque 


Distribuição 

cibernético se concretize. “A principal 

consequência de ter informação 

roubada ou adulterada é a 

indisponibilidade do serviço tanto 

para distribuidora como para a 

transmissora. Quando existe um 

ataque, com essa informação, o invasor 

passa a ter o controle sobre os 

sistemas que controlam o grid elétrico 

e passam a tomar para si autoridade 

de fazer esse controle”, diz. 

Nos últimos quatro anos foram 

registrados sete casos de invasão cibernética 

no setor elétrico nos Estados 

Unidos, Israel, Austrália, Coréia 

do Sul, Canadá. Em duas oportunidades, 

dezembro de 2015 e dezembro 

de 2016, os ataques foram 

concentrados na Ucrânia, quando 

diversas localidades, inclusive a capital 

Kiev, sofreram com o apagão. 

“O caso da Ucrânia é usado nos 

principais fóruns energéticos como 

exemplo de que o grid elétrico está 

exposto a esse tipo de ataque. É 

preciso que as políticas de cybersegurança 

evoluam rápido para evitar 

danos como os que ocorreram na 

Ucrânia”, alerta Oliveira. Um outro 

caso ocorreu na Alemanha, em 

abril do ano passado, cujo incidente 

ocorreu durante testes preparatórios 

da operação. A RWE, operadora 

da usina, não considerou como 

ameaça um computador não 

conectado à internet e avaliou que 

o malware afetou apenas os sistemas 

operacionais do computador, 

não a ferramenta SCADA que interage 

com os combustíveis nucleares. 

A usina ficou fora de operação 

por vários dias. 

O diretor técnico da GTX Tecnologia, 

Rafael Paz, salienta que 

existem diferenças entre redes de 

TI corporativas e redes de tecnologia 

da automação (TA). Segundo 

ele, TAs estão inseridas em cená- 

Instalações da Iberdrola: empresa 

sofreu reflexos do wannacry 


ios de missão crítica, cujas eventuais 

falhas podem causar perdas 

financeiras consideráveis, além de 

risco de vida. 

Redes de TI corporativas visam 

à proteção de dados da companhia, 

enquanto redes de tecnologia da 

automação buscam garantir a disponibilidade 

completa da rede, devido 

às conexões com os órgãos reguladores, 

além de garantir a operação 

e a segurança do empreendimento. 

“Os dados que trafegam na 

rede não são sigilosos, pois tratam- 

-se por exemplo de informações 

sobre geração de usinas, que são 

amplamente divulgadas e compartilhadas”, 

explica Paz. 

Geração brasileira 

já se mobiliza 

Responsável pelo fornecimento 

de cerca de 17% da energia consumida 

no Brasil, a usina hidrelétrica 

de Itaipu passará, nos próximos 

10 anos, por um processo de modernização 

de seus equipamentos, 

o que deve demandar um investimento 

de aproximadamente US$ 

500 milhões, de acordo com o diretor-geral 

brasileiro Luiz Fernando 

Vianna. Tal modernização será 

acompanhada pela área de segurança 

cibernética da usina. 

“Atualmente, até pela parte da 

preocupação de Itaipu com o processo 

de modernização de seus 

equipamentos, estão sendo tomadas 

todas as medidas de segurança 

para que se possa fazer essa 

inovação com absoluta segurança, 

pois sabemos que isso é fundamental”, 

comenta Luiz Felipe 

Kraemer Carbonell, chefe da assessoria 

de informações da Itaipu 

Binacional brasileira. 

Dentro do parque tecnológico 

de Itaipu está um laboratório de 

simulação, já em operação, que 

faz simulações de seguranças de 

rede voltadas para empresas de 

produção de energia. O ambiente 

também servirá para o desenvolvimento 

de sistemas que identificam 

vulnerabilidades. São soluções 

que aumentam o poder de reação 

para evitar ataques de hackers, como 

o que ocorreu em maio deste 

ano e que infectou (com o vírus 

WannaCry) computadores de 

mais de cem países. 

“Itaipu está atenta a esses incidentes 

que tem acontecido no 

mundo inteiro e tem tomado varias 

iniciativas para aumentar sua proteção 

relacionada a qualquer tipo 

de incidente cibernético”, ressalta 

Kraemer. 

Na medida em que a preocupação 

das empresas do setor energético 

aumenta, o mercado está cada 

vez mais digital. O tema vem crescendo 

em importância nos últimos 

tempos, diante da digitalização cada 

vez maior das redes, com a adoção 

de smart grid, já que a tecnologia, 

na prática é uma rede de dados, 

onde no lugar de computadores 

estarão equipamentos digitais 

de distribuição. 

De acordo com o relatório “Digitalização 

de Sistemas de Energia” 

da Bloomberg New Energy Finance 

(BNEF), O mercado de digitalização 

no setor energético deve 

crescer US$ 64 bilhões até 2025. 

A mudança mais significativa deve 

ocorrer para as tecnologias de 

Riscos 

ignorados 

A empresa de consultoria de 

riscos Control Risk fez um estudo 

sobre a relação das empresas em 

todo o mundo com a segurança 

cibernética, com entrevistas com 

482 executivos. Confira abaixo os 

números apurados pela empresa: 

a 46% dos entrevistados 

acreditam que o alto escalão de 

executivos de suas empresas não 

dão a devida importância ao tema 

“segurança cibernética” 

a 45% afirmam que avaliar e 

gerenciar riscos cibernéticos são 

seus maiores desafios em relação 

à segurança cibernética 

a 35% disseram que sua organização 

já sofreu com uma brecha 

de segurança cibernética infringida 

por terceiros 

a 43% afirmam que ataques 

cibernéticos resultaram na utilização 

indevida de dados sigilosos 

e 41% afirmou que informações 

de clientes foram perdidas 

a 53% das organizações 

avaliam as medidas de segurança 

cibernéticas de parceiros e 

provedores apenas por meio de 

cláusulas contratuais 

gerenciamento de energia doméstica, 

que passarão de US$ 1 bilhão 

em 2017 para US$ 11 bilhões em 

2025. Dessas tecnologias, a que 

mais vai alavancar o setor será a de 

medidores inteligentes, crescendo 

44% entre este ano e 2025, para 

US$ 26 bilhões. n 


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Combustíveis 

Euforia sustentável 

RenovaBio, proposta de política pública para 

biocombustíveis, começa a tramitar no Congresso e 

desencadeia esperança de dias melhores para segmento 

ANTÔNIO CARLOS SIL, 

FÁBIO COUTO E MARCELO FURTADO 

O 

passo dado pelo governo 

para a bioenergia animou 

o segmento, que 

começa a ver as oportunidades de 

negócio que o programa pode representar 

de forma geral. O programa 

vai tramitar na Câmara dos Deputados 

por meio de projeto de lei 

em regime de urgência, o que desobriga 

de aprovação nas comissões. 

O RenovaBio é considerado um 

dos pilares para o cumprimento da 

meta de descarbonização da matriz 

energética estabelecida no Acordo 

de Paris. 

Caso seja implantado na forma 

como está planejado hoje, o programa 

RenovaBio não só vai alavancar 

a produção de combustíveis 

renováveis no Brasil, com destaque 

para o etanol, como também 

contribuirá significativamente para 

a expansão da cogeração com biomassa 

de cana, na avaliação da Associação 

da Indústria da Cogeração 

de Energia (Cogen). 

Ainda subaproveitada, devido 

às regras do setor que desestimulam 

investimentos maiores na expansão 

da oferta ao sistema, a produção 

de energia em usinas de cana 

vem, ao longo dos últimos anos, 

possibilitando preservar o armaze- 

Colheita de cana-de-açúcar: potencial 

de aumento de produção cresce 

exponencialmente com RenovaBio 


namento nas hidrelétricas. Isso tem 

evitado um uso mais intensivo de 

termelétricas movidas a combustíveis 

fósseis, altamente poluentes, e 

mais demandadas em épocas de estiagem 

prolongada como agora. 

Um dos fatores que impediram 

a maior geração de energia pela 

biomassa da cana é o risco hidrológico, 

uma vez que a safra recorde 

deste ano implicaria em produção 

acima da garantia física, o que colocaria 

essas usinas como credoras na 

CCEE, recorda o diretor técnico da 

Abraceel, Alexandre Lopes – o passivo 

em aberto por causa do GSF 

gira em torno de R$ 4,5 bilhões. 

Em 2016, para se ter uma ideia, 

a bioeletricidade permitiu manter 

15% a mais de água nos reservatórios 

das hidrelétricas da região Sudeste/Centro-Oeste, 

lembra Leonardo 

Caio Filho, diretor de Tecnologia 

e Regulação da Cogen. 

Das 378 usinas de cana-de-açúcar 

em operação no Brasil, explica 

o especialista, somente 166 tem 

condições de injetar excedentes de 

energia no Sistema Interligado Nacional 

(SIN). A capacidade instalada 

atual desse parque exportador 

estaria em 13 mil MW – pouco 

mais que uma usina do porte 

de Belo Monte (PA, 11.233 MW) 

-, conforme dados da mais recente 

versão do Plano Decenal de Energia 

(PDE 2026). A projeção apresentada 

no cenário de referência do estudo, 

realizado pela EPE, é de mais 

3,9 mil MW, elevando a potencial 

do parque para 16,9 mil MW. 

Aí é que se encaixa o raciocínio 

da Cogen em relação às expectativas 

promissoras do RenovaBio, 

explica Caio. Porque para 

chegar a 2030 com uma capacidade 

de oferta de etanol da ordem 

de 52 bilhões de litros, o dobro 

da produção atual, será necessário 

colher mais 220 milhões de 

toneladas de cana por safra que, 

se forem devidamente aproveitados 

para a geração de bioeletricidade, 

podem acrescentar mais 4 

mil MW, perfazendo, portanto, 

um potencial de 19,9 mil MW daqui 

a 13 anos. 

“Até 2030, a estimativa é de que 

o RenovaBio impulsione um investimento 

de R$ 500 bilhões, com a 

geração de mais de um milhão de 

novos empregos”, destaca Arnaldo 

Jardim, secretário da Agricultura 

e Abastecimento do estado de São 

Paulo. Para ele, é possível, a partir 

do programa, formar agilmente 

uma legislação que estabeleça políticas 

públicas de médio prazo para 

incentivar a produção de biocombustíveis. 

Em parceria com outros agentes 

do setor, a Cogen se movimenta na 

direção do MME, Aneel e EPE para 

tentar obter condições regulatórias 

mais favoráveis ao crescimento da 

cogeração com biomassa, em suas 

diversas categorias. Entre os aprimoramentos 

buscados, como forma 

de incentivo, figura uma remuneração 

mais adequada a quem se 

dispõe a produzir bioeletridade, levando 

em conta todas as externalidades 

positivas que traz ao sistema 

elétrico nacional. 

Já a Associação Brasileira de 

Biotecnologia Industrial (ABBI) 

visualiza que o RenovaBio tem 

potencial de investimentos em 

120 novas biorrefinarias em 20 

anos. “Elevará o valor produzido 

por hectare, utilizando resíduos 

agrícolas, como o bagaço e palha 

da cana-de-açúcar, milho, eucalipto 

e outros grãos, para a produção 

de biocombustíveis de 2ª 

geração”, analisa Bernardo Silva, 

presidente da ABBI. 

Toda a euforia em torno do RenovaBio, 

especialmente no atingimento 

das metas, está relacionado, 

entre outros pontos à modelagem 

que se baseia na emissão, 

por produtores e importadores de 

biocombustíveis, dos chamados 

CBios, os créditos de descarbonização, 

que precisarão ser comprados 

pelos distribuidores de combustíveis 

como forma de compensação 

caso estes não estejam 

cumprindo as metas também impostas 

pelo RenovaBio de aumento 

de comercialização de biocombustíveis 

(etanol, biodiesel, biometano, 

bioqueresene). 

Para Alessandro Gardemann, 

presidente da Associação Brasileira 

de Biogás e Biometano (Abiogás), a 

expectativa é a de que esse mercado 

de créditos incentivará a indústria 

de biogás e biometano a não só 

produzir mais para atender a demanda 

em crescimento de forma 

mandatória aos distribuidores como 

para suportar a própria movimentação 

financeira em torno dos 

CBios. 

“As usinas de açúcar e álcool, 

para terem CBios mais valiosos, 

podem aproveitar toda sua vinhaça 

para gerar biometano e deixar de 

lado o diesel que usam na produção 

e colheita de cana”, diz. n 


Consumidor 

Pagar para 

não consumir 

Programa piloto de Resposta da Demanda 

será adotado no Norte e Nordeste e 

prevê leilões para remunerar consumidores 

industriais que reduzirem carga 

MARCELO FURTADO 

Em 2018, a partir de resolução 

Aneel prometida para 

ser publicada ainda em 

dezembro, começa a rodar o primeiro 

projeto piloto de resposta 

da demanda (RD) para consumidores 

industriais do país. Método 

comum em muitos mercados maduros 

de energia, trata-se de sistemática 

de redução de consumo feito 

de forma programada pelo operador 

do sistema, por meio de leilões 

com antecedência de um dia 

ou no próprio dia em que haverá 

a demanda diminuída pelo grande 

consumidor, o qual será remunerado 

via CCEE pela energia “vendida”, 

ou melhor, deixada de ser consumida 

e ofertada nos certames. 

Para os principais agentes do setor, 

que há muito tempo discutem a 

introdução da RD, a experiência piloto, 

de 18 meses e que depois deve 

ser incorporada ao sistema, tem 

capacidade de começar a inverter 

o modelo nacional apenas baseado 

no despacho pelo custo, pelo qual 

a operação visa atender de qualquer 

forma a demanda, seja ela qual for, 

aumentando a oferta muito frequentemente 

fora da ordem de mérito. 

Além disso, a resposta da demanda, 

como planejado, torna o consumidor 

ativo no sistema, por meio de incentivo 

financeiro, agindo antes que ele 

precise reduzir o consumo por conta 

de preços altos das tarifas. 

Segundo o diretor-geral do 

ONS, Luiz Eduardo Barata, o conceito 

do projeto é de permitir que 

os consumidores possam rever 

processos produtivos, em busca de 

menor demanda, sendo ressarcidos 

pela iniciativa. No entanto, Barata 

nega que a ideia seja incentivar 

que o consumidor deixe de focar 

no processo produtivo para vender 

energia no mercado livre. 

“Ele deixa de consumir quando 

ele não produz, não deixa de ganhar 

dinheiro no negócio dele para 

ganhar no mercado livre”, disse 

o executivo (confira a entrevista com 

Barata na página 10). 

“Os programas de resposta da 

demanda têm a capacidade de reduzir 

o custo global de atendimento, 

porque podem reduzir o despacho 

de usinas térmicas caras e também 

porque, se considerados na 

formação de preço, reduzem a volatilidade 

de preços do mercado de 

curto prazo”, avalia Camila Schoti, 

diretora de energia da Associação 

Brasileira de Grandes Consumidores 

Industriais de Energia e de Consumidores 

Livres (Abrace), entidade 

muito interessada na implantação 

da metodologia. 

Aliás, a justificativa imediata da 

Aneel para implantar o projeto é 

ajudar a reduzir a operação na ponta 

de térmicas fora da ordem de mé- 


Fábrica da Albras, no 

Pará: projeto piloto será 

voltado para consumidores 

do Norte e Nordeste 

rito nos mercados Norte e Nordeste, 

alvos do piloto, que a princípio será 

voltado apenas para consumidores 

livres de alta tensão A1, embora 

algumas contribuições à audiência 

pública do programa (43/2017) tenham 

sugerido a expansão do projeto 

ao mercado cativo também. A 

região escolhida se explica também 

por conta da alta dependência 

da geração eólica no Nordeste, que 

em base diária chega a representar 

56% da carga. A intermitência da 

fonte tem obrigado o ONS a despachar 

térmicas para atender a variação 

da carga ao longo do dia. Qualquer 

economia nesse sentido é muito 

bem-vinda no Nordeste. 

Como será 

De forma geral, e apesar de a resolução 

ainda não estar pronta até 

o fechamento desta edição, a operação 

piloto se dará com a publicação 

mensal pelo ONS em seu site 

na internet da grade dos períodos 

dos dias da semana em que poderá 

haver despacho de redução da carga. 

Com esses dados, os consumidores 

habilitados deverão entregar 

até às 12:00 horas da quinta-feira 

as ofertas de preço e quantidade de 

energia para a semana que podem 

reduzir (cinco produtos com volume 

padrão médio de 1 MW médio, 

mas com 5 MW médios mínimos 

de oferta de redução, em períodos 

de 1 h, 2h, 3h, 4h e 7h). Diariamente, 

até às 12:00 horas do dia 

anterior ao despacho precisarão 

confirmar a quantidade ofertada 

com nova declaração. 

Os leilões serão em dois modelos: 

o day-ahead, com aviso prévio 

para despacho no dia anterior à redução 

da carga (até às 18h), e o intraday, 

com aviso no mesmo dia da 

redução da carga (até às 9h). Ganharão 

os leilões os consumidores 

que ofertarem CVU menores em 

comparação ao da térmica que será 

substituída no dia. 

Para fazer os despachos de redução 

de carga o ONS vai analisar 

suas programações diárias de produção 

e considerar nessa análise as 

ofertas semanais dos consumidores 

industriais habilitados. A redução 

ocorrerá sempre que o custo total 

da operação com as ofertas vencedoras 

for inferior a 90% do custo 

total do despacho das térmicas fora 

da ordem de mérito. 

“Não será imposto, será do interesse 

[do consumidor], ele sabe quanto 

custa a redução dele versus quanto 

custa a geração térmica. Se o custo 

dele for maior do que gerar térmica, 

a gente não vai fazer isso com ele, vai 

gerar térmica”, salienta Barata. 

Aliás, esse mecanismo do projeto 

piloto que determina o despacho 

do RD apenas quando ele atingir 

10% de redução, na opinião da 

Abrace pode frear sua aplicação por 

conta do custo elevado com o despacho 

térmico, que no Brasil custa 

aproximadamente R$ 3 bilhões 

ao mês. Para a associação, que realizou 

simulações com ofertas prováveis 

com base de dados de 2015 

e que no melhor cenário apontaram 

redução de 2,2% da RD em relação 

às térmicas, a conclusão é de 

que o gatilho para o despacho de 

redução deve ser flexibilizado, ou 

seja, ele deve ser disparado sempre 

que o custo total da operação com 

as ofertas vencedoras for inferior ao 

custo total da operação com o despacho 

térmico independente da ordem 

do mérito. O ONS também é 

contra o gatilho de 10%, considerando 

seu possível uso, se necessá- 


Consumidor 

rio, apenas na aplicação do programa 

definitivo após o piloto. 

Segundo a Abrace, na fase piloto, 

o potencial de contribuição ao programa 

é de 990,5 MW médios, sendo 

190 MW médios do Nordeste e 

800 MW médios no Norte. É uma 

sugestão da associação, aliás, expandir 

o programa para consumidores 

com nível de tensão A3. De acordo 

com Camila, de imediato consumidores 

com carga de 250 MW no 

Nordeste já tem condições de fazer 

rapidamente a adaptação operacional 

para fazer as ofertas nos leilões. 

“E muitos outros em pouco tempo 

também podem aderir”, diz. 

Remuneração 

O cronograma do programa 

prevê sua primeira contabilização 

em janeiro pela CCEE e a liquidação 

das remunerações já em 

fevereiro de 2018, segundo revelou 

Carlos Dornellas, gerente-executivo 

de Monitoramento, Gestão 

de penalidades e Informações 

da CCEE. Nesse ponto, porém, é 

aguardada a definição da resolução 

da Aneel para saber se os consumidores 

do programa piloto terão 

priorização ou não sobre o rateio 

da inadimplência da liquidação financeira 

da CCEE. 

A proposta de resolução da 

Aneel não prevê priorização, atitude 

apoiada pela CCEE que, segundo 

Dornellas, vê como falta de isonomia 

de tratamento a outros que 

estão também sofrendo com a alta 

inadimplência do mercado de curto 

prazo (MCP). “Há muitos pleitos 

e não seria justo não conceder 

aos demais”, diz. Para ele, o melhor 

Dornellas, da CCEE: Espera sobre 

prioridade de consumidores na 

liquidação financeira 

Medeiros, da Abraceel: 

comercializadores como 

agregadores de carga 

é esperar que seja logo implementada 

a medida provisória que fará 

acordo com as elétricas protegidas 

judicialmente contra perdas causadas 

pelo risco hidrológico do setor, 

fonte da inadimplência nas liquidações 

da CCEE. 

Mas outros não veem dessa forma 

e até temem que essa falta de 

prioridade na liquidação afete o 

andamento do projeto piloto. “Sugerimos 

que criem um mecanismo 

como o usado para liquidação 

de energia de reserva porque, caso 

contrário, a oferta de resposta da 

demanda pode ser pequena ou nula”, 

afirma Camila, da Abrace. Para 

ela, sem garantia de recebimento, 

a indústria, que não tem a venda 

de energia como seu core business, 

não vai querer participar dos leilões 

e nem se arriscar a ser credora. 

O ONS também tem opinião 

contrária a sujeitar os participantes 

do programa piloto ao rateio da 

inadimplência do MCP. Em sua contribuição 

à audiência pública o operador 

“entende que, ao menos durante 

a fase piloto, quando se deseja 

conhecer a capacidade de os consumidores 

participarem do PDP ofertando 

redução de demanda, os consumidores 

não deveriam participar 

do processo de rateio. Ressalta-se 

ainda que o consumidor não é um 

agente de geração e seu negócio não 

é produção de energia, mas sim o de 

oferecer voluntariamente sua redução 

de demanda (...). Se não for garantido 

a ele a remuneração, é provável 

que não vá participar das ofertas”, 

ressalta o texto do operador. 

Além das liquidações, a CCEE vai 

também fazer a gestão e o monitoramento 

da redução de consumo para 

efetuar o pagamento aos consumidores. 

Para isso, farão o baseline do 

consumo histórico dos participantes, 

para aferir se realmente houve a 

redução equivalente ao ofertado ao 

operador. Além disso, a câmara também 

fará a análise das informações e 

sua divulgação, através do site na internet. 

Depois da fase piloto, caberá 

também à CCEE usar os dados da 

RD para a formação de preços. 

Agregador de carga 

Pela nota técnica da Aneel do 

programa piloto (100/2017-SRG/ 

Aneel), somente os consumidores livres 

de alta tensão A1 localizados no 


ENTENDA COMO FUNCIONA 

Norte e Nordeste podem participar 

da primeira experiência. A Abrace 

gostaria que ele fosse estendido 

até os consumidores A3 e envolvesse 

o mercado cativo. Mas a própria 

CCEE acredita que pelo menos nos 

18 meses da fase piloto esse limite, 

principalmente a consumidores livres 

e parcialmente livres, faz sentido, 

porque a câmara teria dificuldades 

técnicas para gerir a liquidação 

dos cativos, por não ter informações 

deles para realizar a contabilização 

e liquidação, segundo ressaltou Carlos 

Dornellas. 

Outra alternativa sugerida para 

ampliar o alcance do programa 

foi dada pela Associação Brasileira 

dos Comercializadores de Energia 

(Abraceel). Dessa vez, a ideia, 

segundo explica o presidente da 

Abraceel, Reginaldo Medeiros, é 

permitir que os comercializadores 

participem como agregadores de 

carga, figura que existe na maioria 

dos mercados maduros de energia 

em programas de RD. 

Nesse caso, os comercializadores 

poderiam ir ao mercado para 

constituir portfólio de cargas habilitadas 

para resposta da demanda, 

não importando se fossem livres ou 

cativos. A oferta, com as cargas reunidas 

de vários consumidores, dentro 

dos limites mínimos estabelecidos 

de 5 MW médios, participaria 

dos leilões como um único produto. 

“Isso geraria economias de escala”, 

diz Medeiros. 

Para o dirigente, com a intermediação 

de um agente na busca 

por consumidores haveria mais liquidez 

de produtos e a oferta seria 

maior nos leilões, melhorando 

a competitividade e diminuindo os 

custos globais do sistema. “Também 

simplificaria a operação para 

o ONS e CCEE, pois monitoramento, 

contabilização, liquidação e 

eventuais penalidades seriam para 

apenas um bloco de oferta”, completa. 

Além disso, segundo o presidente 

da Abraceel, tornaria mais 

possível a participação dos consumidores 

regulados, pois a operação 

seria com base nos dados do 

agregador, integrante da CCEE. 

Dornellas, porém, acredita que pelo 

menos na fase piloto seria melhor 

não abrir ainda o escopo para 

os comercializadores. “É melhor 

entendermos melhor com funciona 

na prática a RD, o que precisa ser 

feito o mais rápido possível como 

forma de otimizar o despacho do 

sistema”, finaliza. n 


NADA SE PERDE 

Resíduos e descartes para a geração de energia 

por Marcelo Furtado 

WTE: Brasil deveria seguir o exemplo da China 

Usina de WTE 

Shenzen, na China, 

a maior do mundo: 

planejamento 

baniu aterros 

sanitários no país 

asiático 

Para tornar mais viável a implantação de usinas de waste- 

-to-energy a partir do lixo doméstico no país, o Brasil deveria 

seguir o caminho da China, que depois de um planejamento 

iniciado há 15 anos para banir seus aterros sanitários hoje incinera 

34.3% dos seus resíduos domésticos em 190 usinas, o 

equivalente a 200 mil t por dia de lixo, gerando 80 GWh de 

energia por dia (potência média de 3,3 GW). 

O modelo da China – que por sua vez apenas seguiu o realizado 

uma década antes pelos mais desenvolvidos europeus 

– se explica tanto pela similaridade do problema causado por 

aterros e lixões em ambos os países, com contaminações gravíssimas 

de solo e geração incontrolável de chorume, como 

pelas dificuldades enfrentadas para implantação das usinas, 

também lá similares de início às vividas hoje pelos pioneiros 

interessados em colocar em operação o WTE no Brasil (a saber: 

a URE Barueri, em São Paulo, que adia constantemente 

sua implantação). 

Segundo explica Sérgio Guerreiro, o presidente da Waste 

to Energy Research and Technology Council (WTERT) Brasil, 

associação internacional ligada a universidades e empresas da 

área, para viabilizar as usinas, além do planejamento e aumento 

de restrição ambiental e legal a aterros, a China mexeu no 

custo operacional das unidades nas duas pontas do negócio: 

na taxa cobrada para a incineração do lixo e no valor da energia 

vendida. “É o mesmo problema daqui: as cidades são resistentes 

a pagar o valor necessário para a destruição do lixo 

e o preço da energia, com os impostos, não cobre o investimento”, 

explica Guerreiro. 

Para fechar a conta, os chineses conseguiram diminuir a taxa 

do lixo, para não onerar a população das cidades, que precisariam 

pagar por isso com aumento de impostos, a no máximo 

US$ 20 a tonelada incinerada. Na outra ponta, fixaram o 

valor da energia a uma média mínima de US$ 100/MWh. Na 

sua análise, com a conversão para o real estes seriam os valores 

ideais para deixar projetos como o de Barueri em pé: de 

R$ 50 a R$ 60/t para a destinação do lixo e R$ 350/MWh para 

a energia. Vale acrescentar que o projeto paulista se baseia 

em R$ 110/t e a energia a R$ 311/MWh (que foi negociada 

com a Cemig em contrato de fornecimento de 15 anos). 

O valor cobrado pela destinação do lixo, para Guerreiro, 

precisa ser equacionado com as cidades do entorno (aliás há uma 

intenção de Barueri, intermediada pelo governo estadual, de negociar 

um preço factível pelo serviço com o consórcio de cidades 

vizinhas, o Cioeste). No caso brasileiro, assim como foi para o 

chinês, trata-se aí de equação fundamental, tendo em vista que 

a situação econômica não suportaria aumento de impostos municipais 

para custear o valor cobrado pelo WTE. “Hoje as cidades 

estão com as finanças quebradas e devem até para os aterros, 

que cobram metade do valor de uma usina”, diz. 

Já pelo lado da energia, para Guerreiro, a solução seria isentar 

de PIS e Cofins e outros encargos a energia gerada do lixo, que 

tem papel muito superior ao de apenas agregar carga ao sistema. 

“Não se pode encarar o WTE como uma simples nova alternativa 

energética, concorrendo com outras fontes, mas como uma 

solução para o grave problema ambiental que é o lixo, como aliás 

todos os países desenvolvidos fazem”, explica. Na mesma linha, 

o limite de descontos no fio para usinas até 30 MW, na sua opi- 


nião, não faz sentido. “Na Europa, na 

China e nos Estados Unidos, o mais 

comum é ter usinas para tratar de 

2 mil a 3 mil t/dia, com capacidade 

para até 70 MW”, completa. O motivo 

é óbvio: quanto maior a capacidade 

da planta de WTE, maiores 

serão os ganhos de escala. O projeto 

de de Barueri tem capacidade 

para tratar 825 t/dia e potência 

instalada de 20 MW. 

Barreiras culturais 

Além das questões financeiras 

que precisam ser resolvidas para 

manter em pé os projetos de 

WTE, Guerreiro também vê barreiras 

culturais e até mesmo ideológicas 

para serem superadas no 

Brasil. Acostumado a ouvir inverdades 

sobre a tecnologia país afora, 

a última delas, diz, tem encontrado 

eco até em alguns pesquisadores. 

Para estes, a maioria biólogos, 

seria um sacrilégio mandar 

resíduos orgânicos para os incineradores, 

o que é largamente feito 

no Exterior. Na verdade, a Europa, 

através de norma diretiva para a 

comunidade (2008/98/CE), diz o 

contrário: os orgânicos precisam 

ser removidos antes de irem para 

os aterros, justamente para evitar 

a geração de chorume e contaminação 

dos solos. Já os incineradores 

não têm limitações e são a solução 

seguinte, para a hierarquia oficial 

de tratamento de resíduos europeia, 

depois da redução de geração 

de resíduos, da reciclagem e 

da compostagem anaeróbica e aeróbica 

de materiais separados na 

fonte, ou seja, qualquer lixo já contaminado 

(a maior parte dele) o caminho 

é o forno do WTE. 

Usina no México 

Enquanto o Brasil não se decide, a cidade 

do México começou a implantar neste 

ano aquela que será uma das maiores usinas de 

waste to energy do mundo. A francesa Veolia 

ganhou concorrência por meio da qual ela 

vai construir e operar por 30 anos uma usina 

que vai destruir 1.6 milhão de toneladas ano 

de resíduos domésticos da capital mexicana, 

o equivalente a um terço de todo o lixo da 

megalópole. Serão gerados 965 GWh de eletricidade 

anualmente, consumidos pelo sistema 

do metrô da cidade. A previsão é a planta 

entrar em operação em 2020 e sua construção 

vai empregar 3 mil trabalhadores. 

“Busão” verde 

A SPTrans, empresa responsável pelo 

transporte urbano em São Paulo, está preparando 

edital de renovação de frota (há 15 mil 

ônibus na cidade) com base em metas de reduções 

de emissões de gases do efeito estufa. 

Inicialmente, o foco era incentivar o uso de 

veículos a biodiesel, em um programa de substituição 

gradual. Mas depois de uma aproximação 

com a Abiogás a SPTrans decidiu não mais 

especificar um combustível renovável no edital, 

abrindo espaço para a participação de ônibus 

movidos a biometano. 

Saída à paulista 

O governo de São Paulo formata um programa 

de gestão de lixo doméstico, com metodologia 

de implantação e intermediação financeira 

para qualquer cidade interessada do 

estado, que deverá estimular o aproveitamento 

energético dos resíduos. A ideia é fomentar 

soluções regionalizadas nos cerca de 

60 consórcios intermunicipais que contemplem 

centrais comuns de tratamento de resíduos 

que produzam combustíveis derivados 

de resíduos urbanos (CDRUs) ou mesmo centrais 

térmicas. O objetivo é facilitar o acesso a 

soluções que para municípios de menor porte 

(92% dos 645 municípios paulistas têm menos 

de 50 mil habitantes) são muito caras. Em consórcios, 

e com o apoio do estado, a saída parece 

facilitada. 

Lixo Gerando Energia 

PARA UMA 

ECONOMIA 

CIRCULAR 

SUSTENTÁVEL 

Visite-nos para uma consulta inicial: 

babcock.com/energia 

ENERGIA | AMBIENTAL 


SOLUÇÕES por Marcelo Furtado 

Embasa economiza R$ 12 milhões 

O PROBLEMA 

Embora grandes consumidores 

de energia, poucas 

companhias de saneamento 

fazem parte do mercado livre. A 

explicação mais plausível é o fato de boa 

parte delas estarem nas mãos dos estados, 

reconhecidamente mais lentos e despreocupados 

em tomar decisões para melhorar 

a competitividade operacional. Algumas 

dessas empresas, porém, começam a acordar 

para os ganhos em aderir ao Ambiente 

de Contratação Livre (ACL). E esse foi o 

caso da Empresa Baiana de Águas e Saneamento, 

a Embasa.. 

A SOLUÇÃO 

Em 2015, a concessionária 

estadual baiana 

começou os estudos de 

viabilidade para migração, contratou 

consultoria em 2016 e entrou para o 

mercado livre, em parte de suas unidades, 

em janeiro de 2017. 

O RESULTADO 

Os primeiros sete meses 

no ACL de seis unidades 

consumidoras gerou 

economia de R$ 12 milhões na conta. 


em 10 meses no ACL 

Estação de tratamento da 

Embasa: economia de 

R$ 12 milhões em sete meses 

Boa parte das companhias estaduais 

de saneamento do país, 

responsáveis por mais de 70% 

dos serviços de água e esgoto no 

país, sofrem com problemas de 

gestão e eficiência. Prova disso é 

que 35 milhões de habitantes ainda 

não têm acesso à água tratada 

e 100 milhões estão excluídos 

dos serviços de coleta de esgoto, 

sendo que do volume coletado 

apenas 42% são tratados. 

Essa ineficiência externa, logicamente, 

se reflete na gestão interna 

operacional das companhias, 

que são muito pouco competitivas 

quando se analisam os custos 

principais de uma empresa do setor. 

Em sua maioria, elas gastam 

mal com mão de obra, com matéria-prima, 

equipamentos e sistemas 

para tratamento, captação e distribuição 

e, logicamente, com energia, 

que responde pelo menos pelo 

segundo ou mesmo pelo primeiro 

fator de custo operacional. 

Aos poucos, porém, algumas 

companhias começam a fazer 

a lição de casa para melhorar a 

gestão e, no caso da energia, vão 

atrás de medidas de eficiência 

energética e, em raros mas importantes 

exemplos, buscam soluções 

mais complexas para economizar 

com a conta. Isso nos 


SOLUÇÕES 

últimos anos significa principalmente estudar a 

migração para o mercado livre de energia, algo que 

pode ser considerado muito novo para o setor de 

saneamento. 

Um exemplo disso ocorreu na Empresa Baiana 

de Águas e Saneamento, a Embasa, companhia do 

governo da Bahia que atende 11,9 milhões de pessoas 

com água e 4,8 milhões com esgotamento sanitário, 

em 366 municípios. A partir de 2015, segundo 

explica o coordenador de política energética, 

Thiago Oliveira, a equipe técnica de energia começou 

a fazer estudos de viabilidade internamente. 

Em maio de 2016, foi contratada consultoria especializada 

que conduziu o assessoramento na migração 

e gestão junto à CCEE. 

A migração de fato começou em janeiro de 2017 

em seis unidades consumidoras. Três entraram como 

consumidoras livres (acima de 3 MW) – Pedra do Cavalo, 

ETA Principal e ETA Bolandeira – três como especiais 

(500 kW até 3 MW) – ETA de Feira de Santana, 

Espaço Alpha-Camaçari e R7-Cabula. 

Com contratos firmados para cinco anos, na 

média das unidades migradas nos primeiros meses 

o custo da energia ficou em R$ 200/MWh, contra 

uma média de R$ 250 a R$ 300/MWh das tarifas 

cobradas pela Coelba. Isso deu uma economia de 

janeiro a outubro de 2017 nas seis unidades de R$ 

12 milhões. Para Oliveira, os ganhos de até 20% 

nos gastos são ainda mais significativos ao se considerar 

que a companhia no mercado cativo ainda 

tem descontos de 15% nas tarifas. Se não tivesse, 

portanto, a comparação seria ainda mais favorável 

à migração. 

E a margem para lucrar ainda mais no ACL no 

futuro é muito grande. A Embasa tem hoje uma carga 

média de 88 MW médios, sendo que somente 

29 MW médios foram migrados. “Como o PLD hoje 

está inviável para a migração, estamos apenas monitorando 

os preços de médio e longo prazos para 

tomar novas decisões”, diz Oliveira. Os 59 MW médios 

restantes atualmente são classificados como 

consumidores especiais (carga inferior a 3 MW e 

tensão de fornecimento em 13,8 KV) e, portanto, só 

Em 2016, a Embasa em 2016 

registrou um consumo de 

758,3 GWh e um gasto com energia 

elétrica de pouco mais de R$ 211 

milhões. Em 2017, a estimativa é 

se atingir 769 GWh, para uma 

despesa de R$ 226 milhões. 

podem adquirir energia de fontes renováveis. “Esse 

é um ponto ainda motivador para migrarmos no futuro 

mais unidades”, completa. 

A economia obtida em 2017 ficou muito acima 

do projetado em razão do acionamento de bandeiras 

tarifárias, que não foram consideradas nos estudos 

de viabilidade. Somente com esse item a Embasa 

deixou de gastar R$ 4,024 milhões neste ano. 

Outra grande vantagem para a empresa ao migrar 

para o ACL, continua o coordenador, foi a possibilidade 

de operar no horário de ponta sem diferença 

de custos. A exceção nesse caso é a ETA de Feira 

de Santana que, por ser A4-Verde, tem diferenciação 

no encargo da ponta. Mas ainda assim obtém-se 

40% de desconto nesse encargo e 50% de desconto 

na tarifa de demanda por causa da migração. Isso 

fez com que se aumentasse o tempo de operação 

das unidades operacionais em 14%, aumentando o 

volume de água ofertado sem elevar os custos. 

A Embasa em 2016 registrou um consumo de 

758,3 GWh e um gasto com energia elétrica de pouco 

mais de R$ 211 milhões. Em 2017, a estimativa é 

se atingir 769 GWh, para uma despesa de R$ 226 milhões. 

Atualmente energia elétrica é a segunda maior 

despesa da companhia, ficando atrás somente das despesas 

com pessoal. n 


NOMES 

Wagner Fortes foi promovido 

na State Grid para o 

cargo de subgerente de Meio 

Ambiente. Ele ocupava o cargo 

de coordenador ambiental 

na companhia, onde está desde 

junho do ano passado. Fortes 

é bacharel em Ciências Biológicas 

pela UFF-RJ, com mestrado 

em Biologia Marinha e 

Oceanografia Biológica, também 

pela UFF, e MBA em Gestão 

de Projetos pelo Ibmec-RJ. 

Ele já atuou na Concremat e na 

Ambientare Soluções em Meio 

Ambiente. 

Encerrado em novembro 

o mandato de José Juhrosa 

Junior na diretoria da Aneel, 

posto que ocupava há quatro 

anos e poderia ser reconduzido, 

mas os sinais do governo, 

até o momento não são pela 

recondução. Juhrosa cumprirá 

período de quarentena obrigatória. 

Marco Delgado, diretor 

da Abradee, e Rodrigo 

Limp, consultor legislativo da 

Câmara dos Deputados, entre 

outros nomes, estão cotados 

para a vaga. 

O diretor-geral brasileiro de Itaipu Binacional, Luiz 

Fernando Vianna (esq.), assumiu uma vaga criada 

no conselho de administração do ONS voltada para 

o representante de notório saber, para a sociedade 

civil. Dois novos assentos foram 

criados a partir de um decreto do 

MME publicado em agosto, passando de 14 para 16 

membros. O outro novo integrante do conselho é a 

EPE, que terá como representante o presidente da instituição, 

Luiz Augusto Barroso (dir.). 

O Presidente da EDP Brasil, Miguel Setas, foi condecorado 

com o Grande Oficialato da Ordem do Mérito 

Empresarial da República Portuguesa, na classe comercial. 

O executivo, que está no Brasil há dez anos, 

recebeu a distinção pelas mãos do embaixador de 

Portugal no Brasil, Jorge Cabral, em novembro. 

O novo diretor da ANP Dirceu Amorelli Júnior foi empossado em novembro 

no Rio de Janeiro, depois de ter sua sabatina aprovada 

pelos senadores. Amorelli assumiu as superintendências 

de Promoção de Licitações, Participações Governamentais 

e de Segurança Operacional e Meio- 

-Ambiente, além do Núcleo de Fiscalização da Medição 

da Produção de Petróleo e Gás Natural. 


EMPRESAS 

Usina do 

Complexo 

Parnaíba: Eneva 

paga US$ 54,5 mi 

por campo de 

Azulão e deve 

implantar térmica 

Eneva adquire campo 

de gás e estuda térmica 

A Eneva adquiriu da Petrobras 

o campo de gás natural de Azulão, 

no Amazonas, por US$ 54,5 

milhões. A operação depende de 

aprovação pela ANP e pelo Cade. 

A empresa estuda implementar 

uma termelétrica na proximidade 

do campo, recorrendo à tecnologia 

reservoir-to-wire, assim como 

acontece com as usinas do Complexo 

Parnaíba, no Maranhão. A 

operação faz parte do plano de 

desinvestimentos da Petrobras. 

Cade tem mais 90 dias para 

concluir venda da Liquigás 

O Cade deve analisar até março a venda da Liquigás pela Petrobras para 

a Ultragaz, do grupo Ultra. A subsidiária de GLP da petroleira estatal já teve 

parecer contrário da superintendência-geral do conselho, e a definição está 

nas mãos do tribunal do órgão. 

BNDES abre data room de 

distribuidoras da Eletrobras 

O BNDES abriu no fim de novembro o data room das distribuidoras da 

Eletrobras, em versão física e virtual. O processo deve ocorrer até abril e 

envolve as distribuidoras Amazonas Energia, Boa Vista Energia, Ceron, Eletroacre, 

Ceal e Cepisa. 


ONS tem nova estrutura organizacional 

O ONS anunciou a nova estrutura organizacional da instituição, a 

fim de promover aumento da eficiência e eficácia operacional. Entre 

as mudanças, a diretoria-geral deixa de ter responsabilidades 

sobre temas operacionais, passando a ter foco sobre orientação estratégica 

e articulação institucional. 

EDP vai estudar inteligência 

artificial no setor elétrico 

A EDP iniciou em novembro projeto de P&D para sistemas de 

inteligência artificial aplicados à distribuição. A empresa investirá 

R$ 8,3 milhões para pesquisar os impactos da automação de processos 

com o uso de robôs de última geração. O projeto contará com 

a participação da EY (antiga Ernest & Young) e da USP. 

O plano inclui a implantação de um observatório de tecnologias 

disruptivas, no qual serão analisados impactos na formação e gestão 

da força de trabalho. 

EDF inicia operação de 

usina solar de 400 MWp... 

A EDF EN colocou em operação comercial a 

usina solar Pirapora, que disputa com a Enel, que 

vai iniciar operação de uma unidade no Piauí com 

quase 1 milhão de painéis, o título de maior usina 

solar da América do Sul. A usina possui 400 MWp 

de capacidade instalada, mas inicialmente serão 

operados cerca de 280 MWp. 

... e Canadian Solar contabiliza 

1 milhão de paineis nacionais 

Com a entrega do parque solar da EDF, a Canadian 

Solar contabilizou a marca de 1 milhão de 

módulos nacionalizados, com o comissionamento 

dos primeiros 284 MWp para o projeto Pirapora. 

ABB lança plataforma global 

de serviços digitais no Brasil 

A ABB lançou oficialmente no Brasil sua plataforma 

de serviços digitais, a Ability - que já 

havia sido anunciada globalmente há alguns meses. 

A empresa espera faturar globalmente cerca 

de US$ 20 bilhões por ano - a fatia da América 

Latina para essa receita ficaria abaixo de 

10%. 

O Brasil é visto como um país promissor para 

a empresa, diante do potencial de digitalização 

de redes. Segundo o presidente global da 

ABB, Ulrich Spiesshofer, o crescimento virá nos 

segmentos de energia renovável, mobilidade 

elétrica e geração de energia, além de setores 

industriais que ainda não possuem elevado grau 

de automação, como mineração. 

Gastrading recorre à Justiça 

para garantir térmica 

A Gastrading entrou com uma ação judicial contra a 

Câmara Municipal de Peruíbe (SP) para tentar garantir a 

construção de térmica a gás de 1,7 GW de capacidade 

instalada, vinculada a um terminal de regaseificação de 

gás natural liquefeito (GNL) no litoral paulista. No início 

de novembro, os vereadores aprovaram projeto de lei 

que proíbe a construção de empreendimentos que possam 

causar impactos ambientais na região. 

Segundo a Gastrading, a proposta fere o processo de 

licenciamento ambiental, que é realizado desde 2015. A 

dona do projeto trava uma queda de braço com a administração 

municipal porque uma parcela da cidade avalia 

que a construção da térmica e do terminal de GNL pode 

causar danos ambientais na região, de atração turística, 

por causa das praias e da visitação ecológica. A fase de audiências 

públicas ainda não foi concluída. 


CONSUMIDOR por Fabio Couto 

Rede de supermercados no Paraná 

investe em fotovoltaica e LED 

A rede de supermercados Condor inaugurou em 

novembro uma unidade em Curitiba equipada com 

um sistema de microgeração solar composto por mais 

de 1.400 paineis, capazes de gerar mais de 50 MWh/ 

mês. A unidade é capaz de suprir o equivalente a 35% 

do consumo da loja. A nova unidade conta ainda com 

iluminação composta por lâmpadas LED com sistema 

dimerizável (que ajusta a luminosidade em função da 

luz natural) e sistema de captação de água da chuva. 

Filial do Supermercados 

Condor: R$ 40 milhões em 

loja sustentável 

STF deve julgar ação sobre 

seletividade do ICMS 

Uma ação do escritório Gaia Silva Gaede Advogados está à espera 

de julgamento pelo Supremo Tribunal Federal, relativa à seletividade 

da cobrança do ICMS sobre tarifas de energia elétrica e serviços de 

telecomunicações. A ação indica que, de acordo com a Constituição, 

produtos e serviços essenciais deveriam ter menor carga tributária, enquanto 

produtos mais supérfluos possuem alíquotas mais baixas. Rio de 

Janeiro e Santa Catarina são dois estados apontados pelo escritório como 

exemplos de cobrança elevada do tributo. 

TVs terão Selo Procel 

O Programa Nacional de Conservação de 

Energia Elétrica (Procel) lançou o Selo Procel 

para televisores que estejam no modo ativo. 

O programa estima que o potencial técnico 

de economia com a concessão do Selo Procel 

para televisores no modo ativo é de aproximadamente 

544 GWh/mês ou 6.524 GWh/ 

ano. O montante corresponde a um consumo 

de 3,3 milhões de residências brasileiras. 

A medida acontece no momento em que o 

setor elétrico realiza campanha de conscientização 

do uso da energia, diante do baixo nível 

de armazenamento dos reservatórios. 

Fatura de energia: 

cobrança de ICMS nas 

contas de luz questionada 

Sil recebe certificação por 

consumo de energia renovável 

A Comerc e a Sinerconsult certificou em 

novembro a Sil Fios e Cabos Elétricos por 

consumir voluntariamente energia renovável 

ao longo de 2016, evitando o lançamento de 

651,54 toneladas de CO2. A certificação refere-se 

ao consumo pela fábrica da empresa 

em Guarulhos (SP). A Sil afirmou que tem como 

meta aumentar o consumo de energia renovável 

na operação diária. 


Light investe R$ 20 milhões 

em projetos de 

eficiência energética 

A Light disponibilizou, em chamada 

pública, cerca de R$ 20 milhões, destinados 

prioritariamente para projetos 

diferenciados, inovadores e com múltiplos 

usos finais para projetos de eficiência 

energética, com recursos do Programa 

de Eficiência Energética (PEE) da 

Aneel. 

A empresa lançou também um sistema 

informatizado, construído em cooperação 

com a Abradee, que reduzirá 

significativamente o tempo de tramitação 

dos projetos na distribuidora. O 

prazo para recebimento dos projetos 

encerra-se em janeiro. 

ÍNDICES DE PREÇOS FUTUROS | BBCE 

Boletim Semanal da Curva Forward 

Os índices apresentados neste boletim são calculados com base nas métricas do 

Pool de preços apuradas semanalmente pela Dcide utilizando as referências da 

curva Forward de energia elétrica dos agentes mais comercialmente ativos. 

Índice Dcide 

23-11-2017 / Semana 47 

Fonte: BBCE 

Unesp ganha programa 

de gestão energética 

A Unesp e a Secretaria de Energia 

de São Paulo assinaram em novembro 

protocolo de intenções para a criação 

de um programa de gestão energética 

que prevê economia anual de R$ 5 

milhões para a universidade. O programa 

prevê estudos de viabilidade para 

a migração da universidade para o mercado 

livre e para a adoção de medidas 

de eficiência energética. A Unesp gasta 

R$ 28 milhões com energia elétrica 

por ano. 

Índices Curva Forward 

1 Reflete o preço de referência da energia, na respectiva fonte, de Dezembro/2017 a Fevereiro/2018 (trimestre móvel) 

1 Reflete 2 Reflete o preço o preço de médio referência de referência da energia de energia, na respectiva na respectiva fonte fonte, de de janeiro 2019 a 2022 março/2015 (longo prazo). (trimestre móvel) 

2 Reflete Fonte: o Pesquisa preço médio de preços de referência Dcide 21-11-2017. de energia na respectiva fonte de 2016 a 2019 (longo prazo) 

Fonte: Dcide 

Na 47ª semana de 2017, os índices Trimestrais registraram novamente importantes quedas para ambas 

as fontes de energia Convencional e Incentivada 50%, enquanto os índices de Longo Prazo registraram 

pequenas variações negativas para ambas as fontes de energia. 

PREÇO (R$/MWh) 

PLD Médio SE/CO 

Índice 

R$/MWh 

Variação 

Semanal 

Variação 

Mensal 

Variação 

Anual 

Convencional Trimestre¹ 195,73 -8,07% -37,28% 24,58% 

Convencional Longo Prazo² 158,67 -0,68% -1,70% 3,07% 

Incentivada 50% Trimestre¹ 256,74 -6,57% -29,41% 38,09% 

Incentivada 50% Longo Prazo² 204,23 -1,42% -1,63% 8,88% 

PLD da semana (SE ponderado) 449,83 -6,61% -15,73% 

164,76% 

600 O índice Trimestral para a fonte Convencional, que agrega os produtos de Dezembro/2017 a 

Fevereiro/2018 (Índice Convencional Trimestre), foi medido como R$ 195,73/MWh, apresentando reduções 

500 

de 8,07% na semana, 37,28% em relação ao índice medido no mesmo período do mês anterior, porém com 

400 aumento de 24,58% quando comparado ao número índice do mesmo período no ano passado. De forma 

similar, o índice Incentivada 50% Trimestre foi medido como R$ 256,74/MWh, registrando quedas de 6,57% 

300 

na semana, e de 29,41% no mês, mas ainda com avanço 38,09% quando comparado ao mesmo período no 

200 ano de 2016. 

100 

O preço de referência para energia Convencional nos próximos quatro anos (2019 a 2022+) foi medido 

0 como R$ 158,67/MWh (Índice Convencional Longo Prazo), apresentando variações negativas de 0,68% na 

semana, e de 1,7% no mês, mas com aumento de 3,07% quando comparado ao número índice do mesmo 

período no ano passado. De forma semelhane, o índice de energia Incentivada 50% Longo Prazo, foi 

medido como R$ 204,23/MWh, e registrou variações negativas de 1,42% na semana, e de 1,63% em relação 

ao mês anterior, porém ficando 8,88% acima na comparação anual do índice. 

jan/16 

fev/16 

mar/16 

abr/16 

mai/16 

jun/16 

jul/16 

ago/16 

set/16 

out/16 

nov/16 

dez/16 

jan/17 

fev/17 

mar/17 

abr/17 

mai/17 

jun/17 

jul/17 

ago/17 

Se considerados apenas os preços dos componentes comuns aos índices de Longo Prazo desta semana 

e de seus pares no ano anterior, temos variações anuais superiores às apontadas na tabela, com 

crescimento anual de 6,05% para fonte Convencional e de 11,37% para a fonte Incentivada 50%. 

Brasil Energia, nº 445, dezembro 2017 47 

A disponibilização deste relatório é feita exclusivamente a critério da Dcide Ltda. e qualquer reprodução 

ou divulgação deste está condicionadaa prévia aprovação da Dcide. Todos os direitos reservados. As 

Para informações, entre em contato: 

Tel: 19-2513 4118

INDICADORES 

Os preços de empate do mercado livre 

PREÇOS DE EMPATE [R$/MWH] (Julho) 

A4 AZUL A4 VERDE 

Fonte: Tradener 

A3a 

CONCESSIONÁRIA 

Incentivadas 

Incentivadas 

Incentivadas 

Convencional 

Convencional 

Convencional 

50% 100% 50% 100% 50% 100% 

AES SUL 258,07 299,74 341,42 258,07 310,38 362,70 - - 

AME 261,49 297,27 333,05 261,49 306,37 351,25 - - 

AMPLA 245,36 308,48 371,60 245,36 323,23 401,11 245,36 308,48 

EDP - SP (BANDEIRANTE) 292,97 325,79 358,61 292,97 333,63 374,29 292,97 325,79 

BRAGANTINA (ESS) 241,72 291,23 340,74 241,72 302,79 363,87 241,72 291,23 

CEAL 255,38 306,44 357,51 255,38 318,26 381,14 - - 

CEB 283,45 319,69 348,65 290,74 326,46 362,19 290,74 319,69 

CEEE 219,66 263,83 308,00 219,66 274,03 328,41 - - 

CELESC 283,45 322,17 360,90 283,45 331,37 379,30 283,45 322,17 

CELG 232,96 277,91 322,86 232,96 288,41 343,86 232,96 277,91 

CELPA 251,65 348,65 445,64 251,65 370,41 489,16 251,65 348,65 

CELPE 238,29 289,96 341,64 238,29 301,68 365,08 - - 

CEMAR 230,70 310,03 389,36 230,70 328,18 425,66 230,70 310,03 

CEMIG 252,28 294,48 336,68 252,28 304,00 355,72 252,28 294,48 

CEPISA 268,83 311,42 354,02 268,83 321,26 373,70 268,83 311,42 

CERON 261,95 296,31 330,67 261,95 304,12 346,28 261,95 296,31 

CPFL SANTA CRUZ 240,63 277,32 314,00 240,63 286,01 331,38 240,63 277,32 

COELBA 220,37 284,56 348,74 220,37 299,53 378,68 220,37 284,56 

COELCE 254,67 295,70 336,74 254,67 305,20 355,74 - - 

COPEL 255,30 298,08 340,87 255,30 308,28 361,25 255,30 298,08 

COSERN 228,21 276,59 324,97 228,21 287,74 347,27 - - 

CPFL PAULISTA 258,54 293,97 329,39 258,54 302,27 345,99 258,54 286,88 

CPFL PIRATININGA 288,89 317,28 345,66 288,89 324,14 359,39 - - 

ESCELSA 271,04 332,79 394,55 271,04 347,19 423,35 271,04 332,79 

ELEKTRO 279,16 330,81 382,46 279,16 343,04 406,91 279,16 330,81 

ELETROPAULO 244,59 270,15 295,71 244,72 276,74 308,76 244,59 270,15 

EMG 264,68 324,64 384,60 264,68 338,58 412,48 - - 

EMT (EX CEMAT) 266,42 319,08 371,73 266,42 331,23 396,05 266,42 319,08 

EMS (EX ENERSUL) 249,39 309,34 369,30 249,39 323,11 396,83 249,39 309,34 

ENF 256,18 322,12 388,06 256,18 337,19 418,20 - - 

EPB 235,05 301,30 367,55 235,05 316,48 397,90 - - 

ESE 230,99 282,92 334,85 230,99 294,99 358,98 - - 

ETO 246,15 336,96 427,77 246,15 357,93 469,72 246,15 336,96 

LIGHT 271,45 313,82 356,19 271,45 324,18 376,92 271,45 313,82 

RGE 239,13 280,89 322,66 239,13 290,50 341,88 - - 

SULGIPE 222,06 307,11 392,15 222,06 326,69 431,31 - - 

SULGIPE 222,06 307,11 392,15 222,06 326,69 431,31 - - - 

Observações: Considerado Fator de Carga 0,75 (Ponta e Fora Ponta)para tarifa Azul e 0,55 (Ponta e Fora Ponta) para Tarifa Verde. 

As tarifas contemplam a incidência de PIS/COFINS de 5%; Não incluí ESS. 

A Brasil Energia publica mensalmente, em parceria 

com a comercializadora independente de energia Tradener, 

a tabela atualizada dos preços de empate para o 

mercado livre. O preço de empate é uma referência usada 

para se avaliar a atratividade do ambiente de contratação 

livre em relação ao regulado. É o valor exato 

no qual o custo da energia para o consumidor livre seria 

igual ao do cativo. Ao decidir migrar para o mercado 

livre, portanto, o consumidor deve considerar apenas 

ofertas de energia que estejam abaixo desse valor. 

A tabela abaixo é atualizada sempre que há mudanças 

nas tarifas das distribuidoras listadas, seja em função de 

reajustes anuais ou de revisões ordinárias e extraordinárias. 

Para consultá-la, basta selecionar a distribuidora e o 

subgrupo tarifário. Podem migrar para o mercado livre 

os consumidores com demanda entre 500 kW e 3 MW, 

desde que usem exclusivamente fontes incentivadas, e 

aqueles com demanda maior que 3 MW, sem restrições. 


Entenda as tarifas 

Classes tarifárias 

A1: 230 kV ou mais 

A2: 88 a 138 kV 

A3: 69 kV 

A3a: 30 a 44 kV 

A4: 2,3 a 25 kV 

Tarifas 

Convencional: tarifa de consumo de energia elétrica e de demanda 

de potência não variam, independentemente das horas de utilização 

do dia e dos períodos do ano. 

Horo-sazonal azul: tarifa de consumo varia de acordo com as horas 

de utilização do dia e dos períodos do ano; e tarifa de demanda de 

potência, de acordo com as horas de utilização do dia. 

Horo-sazonal verde: tarifa de consumo varia de acordo com as 

horas de utilização do dia e dos períodos do ano, mas tarifa de 

demanda de potência é única. 

Incentivadas 

Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), 

usinas solares, eólicas, térmicas a biomassa 

e cogeração qualificada que tenham menos 

de 30 MW de potência recebem desconto 

de 50% nas tarifas de Uso do Sistema 

de Transmissão (TUST) e de Distribuição 

(TUSD). Usinas que entraram em operação 

antes de 2003 e movidas a biogás têm 

direito a 100% de desconto. 

A3a VERDE A3 A2 

Vigência 

Incentivadas 

Incentivadas 

Incentivadas 

Convencional 

Convencional 

Convencional 

(Fim) 

50% 100% 50% 100% 50% 100% 

- - - 258,07 278,58 299,08 258,07 281,83 305,59 18-abr-18 18-abr-18 

- - - 261,49 285,96 310,44 - - - 31-out-18 31-out-17 

245,36 331,43 417,50 245,36 284,56 323,76 245,36 266,80 288,24 14-mar-18 14-mar-18 

292,97 333,63 374,29 - - - 292,97 312,21 331,46 22-out-18 22-out-17 

241,72 309,24 376,75 241,72 261,24 280,77 241,72 257,88 274,04 11-jul-18 11-jul-18 

- - - 255,38 278,57 301,76 - - - 27-set-18 27-set-17 

290,74 326,46 362,19 - - - 290,74 305,20 319,67 21-out-18 21-out-17 

- - - 219,66 232,47 245,29 219,66 232,91 246,16 21-nov-17 21-nov-17 

283,45 331,37 379,30 283,45 308,34 333,24 283,45 301,67 319,89 21-ago-18 21-ago-17 

232,96 288,41 343,86 232,96 257,02 281,09 232,96 249,48 266,00 21-out-18 21-out-17 

251,65 370,41 489,16 251,65 278,41 305,16 251,65 284,50 317,34 6-ago-18 6-ago-17 

- - - 238,29 253,24 268,20 - - - 28-abr-18 28-abr-18 

230,70 328,18 425,66 230,70 258,05 285,40 - - - 27-ago-18 27-ago-17 

252,28 304,00 355,72 252,28 278,32 304,37 252,28 264,62 276,97 27-mai-18 27-mai-18 

268,83 321,26 373,70 268,83 291,90 314,97 - - - 27-set-18 27-set-17 

261,95 304,12 346,28 261,95 265,64 269,33 - - - 29-nov-17 29-nov-17 

240,63 286,01 331,38 240,63 257,84 275,04 - - - 21-mar-18 21-mar-18 

220,37 299,53 378,68 220,37 243,01 265,65 220,37 243,46 266,55 21-abr-18 21-abr-18 

- - - 254,67 268,61 282,55 - - - 21-abr-18 21-abr-18 

255,30 308,28 361,25 255,30 275,86 296,42 255,30 274,02 292,73 23-jun-18 23-jun-18 

- - - 228,21 248,36 268,50 228,21 244,79 261,37 21-abr-18 21-abr-18 

258,54 278,53 298,51 258,54 289,92 321,30 258,54 277,09 295,64 7-abr-18 7-abr-18 

- - - - - - 288,89 306,98 325,07 22-out-18 22-out-17 

271,04 347,19 423,35 271,04 309,26 347,48 271,04 290,79 310,55 6-ago-18 6-ago-17 

279,16 343,04 406,91 279,16 300,24 321,33 279,16 299,69 320,23 26-ago-18 26-ago-17 

244,72 276,74 308,76 - - - 244,59 260,09 275,59 3-jul-18 3-jul-18 

- - - 264,68 289,14 313,60 264,68 288,90 313,11 21-jun-18 21-jun-18 

266,42 331,23 396,05 266,42 290,03 313,64 266,42 291,61 316,79 7-abr-18 7-abr-18 

249,39 323,11 396,83 249,39 303,25 357,10 249,39 280,92 312,46 7-abr-18 7-abr-18 

- - - - - - - - - 21-jun-18 21-jun-18 

- - - 235,05 258,21 281,38 - - - 27-ago-18 27-ago-17 

- - - 230,99 255,11 279,22 - - - 21-abr-18 21-abr-18 

246,15 357,93 469,72 - - - 246,15 271,67 297,19 3-jul-18 3-jul-18 

271,45 324,18 376,92 - - - 271,45 291,47 311,49 14-mar-18 14-mar-18 

- - - 239,13 258,30 277,47 239,13 263,29 287,45 18-jun-18 18-jun-18 

- - - 222,06 242,14 262,22 - - - 21-mai-18 21-mai-18 

- - - 222,06 242,14 262,22 - - - 21-mai-18 

Preços de empate do mercado livre em relação ao cobrado pelas 35 distribuidoras com mercado acima de 1TWh. 


Opinião Sergio Guerreiro 

Retomada da atividade industrial depende de 

investimentos em fontes alternativas de energia 

Em resposta à perspectiva de retomada 

da economia, ao longo dos próximos 

dez anos a indústria brasileira deverá 

registrar expansão anual média da ordem 

de 2,2%, o que demandará investimentos 

adicionais no fortalecimento do 

sistema elétrico e em tecnologias que levem 

robustez e flexibilidade ao grid. No 

que concerne ao sistema gerador, em 

partes o País tem caminhado em direção 

à diversificação de sua matriz energética 

ao, gradualmente, introduzir novas 

fontes de energia que funcionem de 

modo complementar às usinas hidrelétricas 

e termelétricas, que hoje compreendem 

cerca de 90% do parque gerador 

em operação. A questão, contudo, é se 

de fato o ritmo adotado está em acordo 

com as necessidades do Brasil. 

Com objetivo de evitar episódios 

como o ocorrido em janeiro de 2015 – 

quando o consumo de energia superou 

a oferta no horário de ponta – é preciso 

investir em fontes de geração que funcionem 

de modo complementar à geração 

hídrica, atualmente a predominante 

no País. Trata-se, portanto, de remodelar 

o sistema elétrico brasileiro de modo 

que as principais fontes de geração estejam 

baseadas nas centrais hidrelétricas e 

eólicas, tendo como back-up pequenas 

centrais termelétricas prontas para acionamento 

a fim de atender à demanda 

excedente no horário de ponta. Trata- 

-se de um raciocínio lógico e alinhado à 

realidade brasileira e, principalmente, à 

perspectiva de retomada econômica. 

Ainda que não tenha sido o consumo 

da indústria o motivador do desbalanceamento 

energético no episódio citado, 

é inegável a sua participação no 

atual modelo de consumo brasileiro. 

Estudo realizado pela Empresa de Pesquisa 

Energética (EPE) junto à Câmara 

de Comercialização de Energia Elétrica 

(CCEE) indica que a indústria responde 

por quase um terço de todo o consumo 

de eletricidade no País. Em vista 

disso e dentro de um cenário que indica 

retomada do crescimento econômico 

e consequente aumento da atividade 

industrial, investimentos concretos na 

expansão do sistema elétrico são preponderantes, 

o que inclui a realização 

de leilões que estimulem a participação 

de fontes alternativas de energia em alinhamento 

com uma agenda pré-definida 

e transparente junto ao governo. 

Em outras palavras, isso significa 

priorizar projetos de geração de médio 

prazo, com início da operação levando 

dois anos, em média, após a contratação. 

O imperativo, nesse caso, não é somente 

a instalação do projeto em uma perspectiva 

de médio prazo, mas a sua entrada 

em operação em alinhamento com 

o momento de retomada econômica e 

expansão da atividade industrial. Em resumo, 

trata-se de investir nas bases que 

sustentarão e darão continuidade à expansão 

da economia e da indústria brasileira 

ao longo dos próximos anos. 

Sob outro aspecto, também é preciso 

ter em perspectiva a baixa dos reservatórios 

brasileiros e a incerteza sobre a 

retomada do regime regular de chuvas. 

Em setembro os reservatórios que abastecem 

as regiões Sudeste e Centro-Oeste 

do País apresentavam cerca de 30% 

de sua capacidade de armazenamento. 

Em situação mais crítica, os reservatórios 

da região Nordeste estavam pouco 

acima dos 10%, colocando o País novamente 

em situação delicada, principalmente 

se levada em consideração a elevação 

das temperaturas e a proximidade 

do verão, período que historicamente 

registra alta no consumo de energia. 

Embora esta seja também a época do 

ano em que há maior incidência de 

chuvas, a indústria definitivamente não 

pode trabalhar baseada em incertezas 

decorrentes de eventos climáticos. 

A fim de manter o nível dos reservatórios, 

o governo anunciou recentemente 

a importação de energia da Argentina 

e do Uruguai. Trata-se de uma atitude 

coerente com o momento, que exige a 

economia da água disponível caso o período 

de estiagem perdure. Contudo, essa 

é uma medida pontual e incapaz de 

sustentar o sistema elétrico sob uma visão 

de médio e longo prazos, sobretudo 

diante de um cenário de reaquecimento 

da economia e perspectiva de ampliação 

da atividade industrial. 

Nesse sentido, diferentes empresas 

têm se dedicado ao desenvolvimento 

de sistemas de armazenamento de 

energia que funcionem de modo complementar 

a outras fontes de geração, 

mas em especial a eólica. Tendo em 

mente a intermitência da força dos ventos, 

baterias de armazenamento surgem 

como uma solução possível para 

eliminar um dos principais empecilhos 

para o avanço da fonte de modo mais 

acelerado. Projetos atualmente em andamento 

indicam a construção de células 

eletroquímicas com output inicial 

de 20MW e capacidade de 200 MW/h. 

Se utilizado em grande escala, o sistema 

adicionaria inteligência e flexibilidade 

ao grid ao evitar o “desperdício” de 

energia em momentos em que a geração 

eólica é maior que a demanda. 

Naturalmente, outras soluções ligadas 

à transmissão e distribuição também 

devem ser avaliadas a fim de evitar perdas 

no sistema elétrico como um todo. 

Contudo, independentemente do foco 

de análise, é preciso ter claro que o investimento 

contínuo no grid é um ponto 

preponderante para a retomada do crescimento 

do parque industrial brasileiro 

– principalmente considerando as indústrias 

eletrointensivas, aquelas que demandam 

mais energia em seus processos 

habituais, como a siderurgia, petroquímica 

e de papel e celulose, para citar 

alguns exemplos apenas. 

Focar na diversificação de fontes geradoras 

e buscar novos meios de fortalecer 

o sistema elétrico são algumas das 

medidas necessárias para suportar a expansão 

da indústria no decorrer dos 

próximos anos e manter o balanceamento 

adequado entre oferta e demanda. 

Isso, em resumo, representa um fator 

preponderante para suportar a continuidade 

da retomada e expansão econômica 

do País. 

Sergio Guerreiro é CEO da unidade 

Bearings da Thyssenkrupp para o Brasil, 

fornecedora de rolamentos de grande 

porte para o setor eólico. 


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