ANEEL fixa tarifas do setor elétrico

A Tarifa Atualizada de Referência (TAR) usada no cálculo da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) para geração hidrelétrica terá seu valor reajustado de R$64,69 /MWh para R$ 68,34 /MWh a partir de 1º de janeiro de 2011.


O novo valor da TAR terá impacto em 2011 sobre os recursos que serão pagos pelas geradoras de energia elétrica à União, a 21 estados, ao Distrito Federal e a 634 municípios como compensação financeira pelo alagamento de áreas destinadas a usinas hidrelétricas.


TEO - A tarifa de Energia de Otimização (TEO) foi fixada pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em R$ 8,99/MWh. A nova tarifa passará a vigorar em 1º de janeiro de 2011.


A tarifa de otimização é destinada à cobertura dos custos incrementais de operação e manutenção das usinas hidrelétricas e ao pagamento da compensação financeira referente à energia trocada no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE*) da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).　


TSA - A Agência aprovou ainda a Tarifa de Serviços Ancilares (TSA) que passará de R$ 4,20 por megavar-hora (MVArh) para R$ 4,44/MVArh. A TSA, que entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de 2011, serve para remunerar os custos adicionais de operação e manutenção das unidades geradoras que são solicitadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a operarem como compensadores síncronos.
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*Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)  - mecanismo de compartilhamento do risco hidrológico entre os agentes de geração. Tem o objetivo de mitigar o risco comercial de uma usina gerar menos energia elétrica do que sua garantia física, compartilhando o risco entre todas as hidrelétricas participantes desse mecanismo.

Agência fixa tarifa de repasse de potência de Itaipu para 2011A tarifa de repasse de potência da usina hidrelétrica binacional de Itaipu para 2011 foi fixada pela ANEEL em reunião de diretoria realizada ontem (14/12). O valor aprovado de US$ 24,88/kW corresponde a uma variação de 1,04% em relação à tarifa de US$ 24,63/kW praticada ano passado.(Aneel)
A tarifa de repasse, com vigência de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2011, é o valor que será pago pelas 30 distribuidoras cotistas para aquisição de energia da hidrelétrica, comercializada pela Eletrobrás. As concessionárias cotistas (veja　 aqui) estão localizadas nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste.  

 

Fonte: Infor Legis

PCHs e Eólicas

Projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indicam que as fontes alternativas vão agregar mais 14,6 mil MW à capacidade do país.

Desse total, 3,9 mil MW serão de PCHs, contra 5,4 mil MW de usinas a biomassa, e 5,3 MW de usinas eólicas. Por conta disso, a EPE listou as fontes alternativas como prioridade no PAlano Decenal de Expansão da Energia (PDE) 2010 -2019.

Atualmente 372 PCHs operam no Brasil, conforme dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), as quais totalizam uma potência de aproximadamente 3,2 mil MW (cerca de 90% da demanda média do Rio Grande do Sul). Encontram-se em tramitação, com licenças prévias ou de instalação, um total de 147 PCHs, o equivalente a cerca de 2,05 mil MW. Em construção, são 62 usinas que viabilizariam 754 MW. E, considerando os mais diversos processos de análise e de elaboração já sinalizados, o número chega a 991 PCHs que juntas gerariam cerca de 5,2 mil MW. Mesmo assim, atualmente as usinas eólicas estão conquistando um mercado que pertencia às PCHs, devido a algumas vantagens fiscais e subsídios governamentais que foram outorgados ao setor, colocando as PCHs em desvantagem competitiva. Para reverter o quadro, os investidores defendem medidas fiscais de apoio do governo, assim como flexibilidade de normas de implantação que possam permitir o aumento de investimentos no setor.
Um dos principais entraves é o conjunto de regras estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para novas PCHs. As regras estabelecem, entre outros pontos, prazo para elaboração e entrega de estudos das usinas e depósitos de garantia de execução pelos investidores. As medidas, aprimoradas pela Aneel em 2008, visavam eliminar especuladores, mas acabaram aumentando os custos para as usinas.
Estimativas apontam para um potencial de investimento de R$ 155 bilhões do setor em cerca de 15 anos, diante do potencial de 23,7 mil MW desses ativos. Com a possibilidade de ampliação do limite de 30 MW para 50 MW, para enquadramento como PCH, dispensando-se leilões de concessão, o setor ainda não é visto como atrativo por investidores, que preferem aguardar diretrizes mais favoráveis.
Ainda promissor
A Light, por exemplo, deve investir em 2011 algo em torno de R$ 1 bilhão de reais –  40% acima do orçamento de 2010 –  para projetos de geração de energia. A empresa, que tem entre outras a Cemig como sócia, programou  investimentos na pequena central hidrelétrica (PCH) Paracambi, região serrana do Estado do Rio de Janeiro, e na hidrelétrica Itaocara, entre Rio e Minas Gerais, além de prever aportes no segmento de eólicas também.
Já a Celesc Holding pretende ampliar a atuação da sua subsidiária, redesenhando a estrutura de funcionamento da Celesc Geração, que controla 12 pequenas centrais hidrelétricas com 82 MW de capacidade instalada. A empresa tem planos de investir R$ 400 milhões em geração até 2012 para alcançar um parque gerador de 300 MW. No processo de capitalização, a Celesc Holding, que controla 100% da Celesc Geração, pode tornar-se minoritária na nova companhia.
Um dos projetos prioritários da companhia é a repotenciação de nove das 12 PCHs que controla. Em alguns casos, haverá verdadeira reconstrução das usinas. No caso, por exemplo, da usina de Salto, a capacidade vai passar de 6,3 MW para 40 MW. A perspectiva de investimento chega a R$ 150 milhões. A PCH Pery, por sua vez, passará de 4,4 MW para 30 MW, a um custo estimado de R$ 90 milhões. Somando as 12 usinas, a capacidade será elevada para 180 MW.
Para novos projetos, a empresa espera fechar sociedades de propósito específico com participação de 49%. As parcerias focarão em PCHs, biomassa, biogás, energia eólica e térmicas a carvão, preferencialmente em Santa Catarina, totalizando 120 MW a mais na capacidade da empresa. A Celesc Holding tem participação direta em outros ativos de geração e transmissão, além da distribuidora, e controle da SCGás, distribuidora de gás de Santa Catarina.
Já a Ersa – Energias Renováveis é um bom exemplo da migração de investidores de PCH para eólicas. A empresa teve projetos no segmento eólico aprovados no último leilão de energias renováveis, ocorrido em agosto. E prepara-se  para aportar no Nordeste em busca de novos negócios nessa área, devendo inaugurar um escritório do Rio Grande do Norte. Mesmo assim, até o primeiro semestre do ano que vem ela prevê a conclusão de obras de sete novas PCHs, com investimentos de R$ 750 milhões e financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e de outras instituições financeiras, encerrando o ciclo inicial de investimentos. “O custo da PCH está alto e o preço da energia baixo. Continuamos no setor, mas a estratégia está sendo revista”, diz Marcelo Souza, diretor financeiro da Ersa.
Por outro lado, o Grupo EDP no Brasil, empresa do grupo Energias de Portugal, anunciou a aquisição de dois projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) no estado do Mato Grosso. Os projetos, adquiridos do Grupo Bertin, somam 49,5 MW de potência instalada e 27,5 MW médios de energia assegurada.
Com um investimento de R$ 304 milhões, referentes a custos de desenvolvimento dos projetos, a operação está em linha com a estratégia traçada pelo Grupo EDP para crescimento no segmento de geração. A aquisição não altera o plano de investimentos da Empresa elaborado para o biênio 2010-2012, no qual já contemplava a construção de pequenas centrais hídricas.
A negociação envolve a compra da PCH Cabeça de Boi, com 30 MW de capacidade instalada, e da PCH Fazenda, com 19,5 MW. O processo para instalação das usinas já está em andamento, pois os projetos possuem autorização da Aneel para exploração, licenças de instalação emitidas pela Secretaria Ambiental do Estado do Mato Grosso e prazos de concessão até agosto de 2038. A previsão para início da construção dos empreendimentos está marcada para março de 2011 e a entrada em operação deve ocorrer em janeiro de 2013.
A conclusão definitiva da negociação dos projetos depende do cumprimento de algumas condições precedentes, entre elas a formalização das transferências das autorizações e licenças para o Grupo EDP.
Grande investidora
A Cemig continua sendo uma das maiores investidoras em PCH do páis. Para 2010, a empresa pretende aplicar R$ 3,7 bilhões em energia, com aumentos de quase 13% em relação ao investido em 2009, quando o grupo fez aportes de R$ 2,7 bilhões no negócio. O objetivo da empresa é chegar a 20% do mercado de energia até 2020. Hoje a Cemig ocupa a primeira posição em distribuição de energia no Brasil, com 12% do mercado, mas está em terceiro lugar em geração e transmissão, com 10% em cada segmento.

Dentre os planos da empresa, incluem-se a inauguração de dois parques eólicos no Ceará e de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) no interior de Minas. Nestas ações, a Cemig investiu R$ 218 milhões, dos quais R$ 109 milhões foram retirados do orçamento de 2009. No primeiro trimestre de 2010, o lucro líquido da Cemig atingiu R$ 419 milhões – 25% a mais do que no mesmo período de 2009.
Novos projetos
Os estudos de projeto básico da pequena central hidrelétrica Guarani, (29,52 MW) localizada no rio Chapecozinho, entre os municípios de Xanxerê e Ipuaçu, em Santa Catarina, elaborados pela Enercons, para a empresa Enerbio Energias Renováveis e Meio Ambiente Ltda., obtiveram aceite da ANEEL, e agora seguirão para análise pela diretoria da agência.
A PCH Guarani tem potência instalada de 27,52 Megawatts, um reservatório de 18,9 hectares e prazo previsto para a construção do empreendimento, a partir da obtenção da autorização da Aneel, em 21 meses. Este é o décimo terceiro estudo de projeto e de inventário hidroenergético para PCHs elaborado pela Enercons que recebe o aceite da Aneel.
Junto com os outros estudos anteriormente elaborados, a empresa paranaense, que completau 10 anos em novembro, já soma mais de 215 MW, apenas de fontes renováveis. São eles os projetos básicos das PCHs Doido (6MW), Prainha (13MW); Santa Rosa (8,1MW), Kaingang ( 9 MW), Foz do Chapecozinho ( 29,1 MW), além dos inventários dos rios Pardinho( 8,5 MW ), Correntes ( 31,85 MW), trecho do Chapecó (33,54 MW), Piraçucê ( 26,2 MW) , Lajeado Eleutério ( 3,25 MW) , Lajeado do Tigre (5,7 MW) e Arroio do Glória (13,1 MW) nos estados de Tocantins, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.
Para poder ser construída, a PCH Guarani precisará receber aprovação do Congresso Nacional, pois seu reservatório atingirá, na sua margem direita, uma pequena área de cerca de 4 hectares de terras indígenas.
“Apesar da pequena extensão alagada e dos inúmeros benefícios que trará à região, e principalmente àquelas populações tradicionais, a autorização para construção da usina exigirá que seja realizada uma consulta plena, livre e informada com os mais de 4.000 habitantes da população indígena”, informa o engenheiro Ivo Pugnaloni, responsável técnico pelo projeto.
Pugnaloni esclarece que, além de estar prevista no artigo 231 da constituição, por ser signatário da convenção 169 da OIT, o Brasil adotou, através do decreto 5051/2004, do presidente Luís Inácio da Silva, a obrigatoriedade de nesses casos realizar também um procedimento formal de consulta à população indígena para garantir que estas possam manifestar-se sobre o ressarcimento de eventuais prejuízos e a sua participação nos benefícios.
Fonte: FC Solar

Biogás da agrosuinocultura: alternativa energética na borda do Pantanal

 

O Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico Brasileiro para o período 2008-2017 prevê a construção de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) com potência igual ou inferior a 10 MW. 

De acordo com despachos da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), publicados no Diário Oficial da União (DOU) em 10 de março de 2010, a data limite para a formulação dos Projetos Básicos das PCHs de Calcutá, Lagoa Alta, Maringá e Ponte Vermelha na Bacia do Alto Taquari (BAT) foi prorrogada para 23 de agosto de 2010. Essas quatro PCHs têm o potencial programado de gerar conjuntamente 18,5 MW de potência.
As PCHs são fonte de energia renovável, porém seus efeitos locais e regionais podem interferir negativamente em processos ecológicos a jusante e montante dos empreendimentos. Em específico a BAT, a preocupação recai sobre a resiliência ou a capacidade do Pantanal em manter sua integridade funcional e estrutural face às mudanças no regime de descarga de água e sólidos dissolvidos e em suspensão do planalto para a planície pantaneira. A ocupação e o uso desordenado da terra na parte alta da BAT, aliados ao aumento na precipitação em toda a Bacia do Prata desde meados da década de 1970, repercute ainda nos dias de hoje nas atividades produtivas da planície. O rio Taquari vem drenando parte não desprezível de suas águas e sedimentos na sub-região do Paiaguás, tornando inviável a pecuária de corte em boa parte daquela região. De outro lado, ações integradas de recuperação de áreas degradadas e de manejo agropecuário no planalto têm sido adotadas com resultados muito positivos, especialmente nos municípios de São Gabriel do Oeste e Coxim no Mato Grosso do Sul. Tais ações indicam que há meios para mitigar impactos das atividades no planalto sobre a planície pantaneira.

No caso das PCHs, as alternativas de mitigação de impactos seriam, em termos gerais: 1) a regularização das águas turbinadas e vertidas pela barragem, de modo a "mimetizar" as condições de vazão natural, sem prejuízo à geração de energia; 2) a construção de facilidades para a migração de peixes de piracema; e 3) a substituição da fonte de geração de energia renovável.

Estudos recentes realizados para o Aproveitamento Múltiplo de Manso (APM Manso), na Chapada dos Guimarães, aproximadamente 90 km ao norte de Cuiabá (MT), indicam que a regularização da vazão é uma estratégia que pode ser adotada com sucesso em relação à manutenção do ciclo anual de cheia na planície. Com relação às facilidades de transposição de peixes, especialmente as "escadas" para peixes, experiências na Bacia do Paraná mostram que são pouco eficazes. O mesmo ocorre para os programas de reintrodução de alevinos de espécies afetadas, usualmente as de maior valor comercial. O "peixamento" de represas com alevinos não surte efeito e tem se argumentado que a melhor maneira de reduzir os impactos sobre tais populações de peixes migradores é por meio da recuperação e conservação das cabeceiras dos rios, que seriam áreas remanescentes de berçários de alevinos. Portanto, particularmente do ponto de vista da ictiofauna, sempre que possível, a substituição da fonte de energia de PCHs por outra é recomendável na borda do Pantanal. Aliado a isso é preciso uma percepção regional para verificar e identificar as fontes renováveis de geração de energia disponíveis e incentivar o desenvolvimento de sua vocação energética.

A título de exemplo, no município de São Gabriel do Oeste, a 130 km ao norte de Campo Grande (MS), desenvolve-se o que vem se convencionando por "Agrosuinocultura", em estudos da Embrapa Pantanal, do Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT) e do Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento (Produção Integrada de Sistemas Agropecuários). Tal atividade integra cadeias produtivas outrora dissociadas, de modo a otimizar os balanços de água, nutrientes e energia e socioeconômicos. Boa parte da água utilizada pode ser de chuva armazenada. Os nutrientes processados pelos biodigestores da suinocultura são reaproveitados em sistemas silvopastoris ou agroflorestais (fechamento do ciclo de nutrientes e aumento de produtividade) e a mitigação da emissão do gás de efeito estufa, especialmente de metano produzido nos biodigestores, oferece a oportunidade de geração de energia mecânica e elétrica. Existem no município de São Gabriel do Oeste aproximadamente 50 biodigestores em operação, os quais produzem em média 25 metros cúbicos de biogás por hora, que em conjunto fornecem uma excepcional quantidade de energia. Hoje o biogás é queimado quase que exclusivamente para a obtenção de créditos de carbono, embora possa e deva ter fins mais nobres, como a geração de energia elétrica renovável.

Com o advento de novas tecnologias de adaptação de motores diesel a biogás e de automação eletrônica, os produtores rurais cooperados, grandes ou pequenos, têm o potencial de suprir suas demandas energéticas (fertirrigação, iluminação, secadores, etc.), como já vem ocorrendo, bem como fornecer energia elétrica ao Sistema Elétrico Interligado Nacional através da Geração Distribuída (Decreto Federal 5.163/2004 e Resolução Normativa Aneel 167/2005).

Caso existam investimentos do Setor Elétrico, com base na nova Instrução Normativa 390, publicada em 18 de dezembro de 2009 no DOU, que estabelece os requisitos necessários junto à Aneel para a outorga de exploração de fontes alternativas de energia e registro de centrais geradoras com capacidade instalada reduzida, o biogás da agrosuinocultura pode substituir em certa medida as PCHs planejadas na BAT.

Integrando a produção atual de biogás em São Gabriel do Oeste, e assumindo uma taxa de eficiência energética de 2,8 a 6 m3 de biogás por quilowatt-hora (kWh) e uma média de 10% da energia para uso na própria propriedade, seria possível disponibilizar no Sistema Interligado Nacional entre 3 e 7 MW de potência, o equivalente a 17% e 36% da potência prevista para as quatro PCHs planejadas na BAT. Isso sem considerar tecnologias já existentes de purificação do biogás para aumentar seu poder calorífico, motores ainda mais eficientes e a perspectiva de expansão da terminação de suínos de 1.000 para 4.000 animais diários. Portanto, há que se considerar a vocação regional no planejamento energético nacional, eventualmente integrado à cadeia produtiva e à inclusão social, como no caso de São Gabriel do Oeste.

AUTORIA

Ivan Bergier
Emiko Kawakami de Resende
Pesquisadores da Embrapa Pantanal

Karla Fabiana Rodrigues de Oliveira
Tecnóloga
Cooperativa Agropecuária de São Gabriel do Oeste

João Antonio Rodrigues de Almeida
Médico veterinário
Cooperativa Agropecuária de São Gabriel do Oeste

Alex Marcel Melotto
Biólogo
Sindicato Rural de São Gabriel do Oeste

Fonte: www.agrosoft.org.br

Energias renováveis e o clima

BNDES e KfW terão US$68 milhões para financiar PCHs no Brasil

Bancos querem estimular crescimento das fontes alternativas no País

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) assinou nesta sexta-feira (10/12), contrato de empréstimo com o banco alemão de desenvolvimento KfW no valor de US$ 68 milhões. O montante será utilizado para o financiamento de projetos de pequenas centrais hidrelétricas (PCH) a serem implantados no Brasil, por empresas privadas brasileiras. O prazo total do contrato é de 12 anos, com 3 anos de carência.

O documento foi assinado pelos diretores do BNDES Eduardo Rath Fingerl e do KfW Helmut Gauges. A cerimônia ocorreu na sede do BNDES, no Rio de Janeiro. Os bancos destacam que a operação dá continuidade a uma parcerias entre as duas instituições que teve início na década de 60 e que já firmou doze contratos, que somam US$444 milhões.

"Esse novo empréstimo contribuirá para atender à demanda crescente no Brasil por financiamentos de projetos destinados à geração de energia a partir de fontes alternativas, com vistas a diversificar a matriz energética brasileira", destaca o BNDES, em nota enviada à imprensa.

A operação também dá continuidade a um acordo de cooperação estratégica na área de energias renováveis e eficiência energética, conforme acordo celebrado entre os governos do Brasil e da Alemanha no setor energético em maio de 2008. As duas instituições têm interesse em aprofundar a parceria, na qual, além de recursos financeiros, também poderão ser transferidos conhecimentos e tecnologia nas áreas de meio ambiente, eficiência energética e energias renováveis.

O KfW é um grupo financeiro controlado em 80% pela República Federal da Alemanha e em 20% pelos seus Estados federados. Ele foi criado em 1948 com o objetivo de financiar projetos de reconstrução da economia alemã no pós-guerra. Desde então, o KfW diversificou bastante suas atividades, passando também a financiar investimentos fora da Alemanha. Este apoio aos países em desenvolvimento é realizado no âmbito de uma Cooperação Financeira Oficial promovida pelo Ministério Alemão de Cooperação Econômica e do Desenvolvimento (BMZ).

Fonte: Jornal da Energia

O que muda a partir de janeiro com a nova ART

Em 2011 entra em vigor resolução com as novas diretrizes para o preenchimento da Anotação de Responsabilidade Técnica. Confira o que você deve saber sobre a nova ART
Mauricio Lima, com informações da revista Construção Mercado

Nova ART uniformiza os procedimentos de preenchimento

Em 1° de janeiro de 2011, entra em vigor a resolução nº 1.025/2009 do Conselho Federal de Engenharia, Arquitetura e Agronomia (Confea), que institui a nova Anotação de Responsabilidade Técnica (ART). A partir dessa data, a nova ART, que será preenchida somente pela internet, será igual para todos os Creas, permitindo uma uniformidade de procedimentos.

O engenheiro também não poderá emitir uma ART com uma atividade diferente da sua área de atuação, como era possível em alguns Creas. O profissional só terá disponível, durante o preenchimento eletrônico da ART, áreas de atuação nas quais está registrado no sistema Confea/Crea.

A ART foi criada em 1977 pela Lei Federal 6496/97, na forma de documento enviado aos Conselhos Regionais de Engenharia, Arquitetura e Agronomia (Creas) com o detalhamento das atividades de todos os envolvidos na obra, desde o arquiteto projetista até o engenheiro responsável pela construção. No documento, o arquiteto, o engenheiro ou agrônomo detalha todas as atividades técnicas que realizará em uma obra, de modo a ser responsabilizado civil e/ou criminalmente por eventual problema ocorrido na construção, ou mesmo depois dela.

Confira, a seguir, as principais mudanças de procedimento com a nova ART:  

Quais as propostas da nova ART?

A principal proposta da nova ART é obter a uniformidade de procedimentos no âmbito dos Creas, a desburocratização, a celeridade processual, a gestão da informação e o atendimento das exigências fixadas pela legislação federal. Outro objetivo foi contemplar as necessidades de acesso à informação por parte da sociedade e de outros órgãos públicos. O registro da ART ainda formaliza contratos com dados técnicos e valores do empreendimento.
Quais órgãos públicos poderão compartilhar a ART?

Com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) o compartilhamento permitirá basear estatísticas relativas às atividades da engenharia. Com os Tribunais de Contas Estaduais e da União, ajudará no controle do andamento e da utilização de recursos em obras, o que também interessa ao Ministério do Planejamento e à Controladoria Geral da União.
O que muda na prática para o profissional?

Todos os Creas terão de alinhar seus sistemas de ART e Acervo Técnico às mesmas regras e critérios. O formulário da ART e da CAT (Certidão de Acervo Técnico) passam a ter a mesma unidade visual.
Quando a ART deve ser registrada?

O registro deverá ser feito no início ou, dependendo do caso, no decorrer da obra. Para evitar problemas gerados pelo registro de obras prontas, a nova resolução não permite mais o registro de obras ou serviços já concluídos. No novo texto, o profissional só tem a possibilidade de registrar a ART antes ou durante a obra e não mais após o término. Todos que deixaram de fazer o registro no tempo devido, terão, a partir de janeiro de 2010, um ano para recuperação do acervo junto ao Crea.
Como será feito o registro?

O registro será 100% eletrônico. De posse de um login (identificação pessoal eletrônica) e senha, o profissional acessa, a qualquer tempo, as informações registradas, faz alterações e imprime formulários. O cadastro para preenchimento deverá ser realizado no site do Crea em que o profissional faz parte. O formulário impresso para preenchimento manual somente será utilizado em casos excepcionais, como falta de internet na região e calamidade pública.
Quando o registro será validado?

A impressão da ART só ocorrerá após a confirmação pelo Crea do recolhimento do valor. Não será mais preciso entregar uma via assinada no Crea, pois serão arquivadas apenas as informações eletrônicas. Concluída a participação do profissional, a baixa eletrônica da ART é que definirá os limites de sua atuação e possibilitará a composição automática do respectivo acervo técnico.
Como o sistema de registro impedirá a emissão de uma ART por um profissional com uma atividade diferente de sua área de atuação?

A lei 5.194/1966 define que exerce ilegalmente a profissão aquele que se incumbir de atividades estranhas às atribuições discriminadas em seu registro. O novo sistema de registro da ART correlacionará as obras e serviços às atribuições profissionais de acordo com a legislação vigente. Esse procedimento eliminará os casos de erro de preenchimento no momento do registro da ART ou de ilegalidade, que posteriormente levariam à nulidade do documento. Segundo o Confea, a medida impede a atuação de profissionais inabilitados e da utilização ilegal de acervo técnico em processos licitatórios, por exemplo.
Como está sendo a implantação da nova ART?

Sob o aspecto da tecnologia da informação, os Creas devem organizar-se de acordo com as seguintes fases: implantação-piloto e implantação nacional. Para efetivar a implantação do novo modelo de ART e Acervo Técnico em 2010, o Confea firmou parceria com os Creas do Distrito Federal, Goiás, Paraná, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul e Rondônia para testar e implantar melhorias ao modelo de dados relativo ao sistema eletrônico antes de sua adoção em nível nacional. Esses Creas já utilizam, desde o início do segundo semestre de 2010, os novos critérios e procedimentos de caráter administrativo, os modelos de ART e CAT aprovados pela resolução nº 1.025/2009.

Fonte: www.piniweb.com.br

Energias alternativas atraem seguradoras

A oferta de energia elétrica no Brasil deve passar de 539,9 ter a watts- hora (TWh) em 2010 para 830 TWh em 2019, segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia 2019, do Ministério de Minas e Energia. 

Isso significaria uma elevação da oferta interna de 2.782 kWh para 4.016 kWh per capita.

O ministério prevê que o investimento total necessário para suprir a demanda por energia será da ordem de R$ 952 bilhões. Para construir todas essas usinas, serão necessários desde seguro de engenharia até apólices de garantia, passando por seguro de responsabilidade civil. Uma vez em operação, elas passarão a contratar seguro operacional, que cobre danos a estruturas civis, quebra de máquinas, incêndio e alagamento. E haverá uma nova dinâmica entre as seguradoras nessa carteira: algumas saindo e outras investindo.

"Algumas seguradoras saíram dessa carteira ou mudaram o seu critério de aceitação do risco, pois tiveram grandes prejuízos com a carteira por não terem escolhido o risco apropriadamente", conta Mauro Vicente Santos, subscritor de riscos sênior de Energia da ACE Seguradora.

A Ace é uma das companhias que mais tem crescido no segmento de energia, principalmente em apólices para operações de geração hidrelétrica. "O foco é maior, pois ela constitui 80% da matriz energética do país", comenta Santos. Para se ter uma ideia, em abril de 2009, a seguradora tinha uma carteira de 24 usinas. Hoje, são 134 plantas no portfólio, entre elas 114 hidrelétricas, 13 termelétricas e sete eólicas. Segundo Santos, juntas elas representam mais de 30%do total de energia gerada no Brasil. A hidrelétrica de Baguari, localizada em Minas Gerais, por exemplo, fechou em agosto o seguro de suas operações coma Ace.

Especialização Um dos nichos no qual a seguradora tem bastante interesse é o de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs). Recentemente, fechou a cobertura de riscos operacionais com a Ersa, que possui sete PCHs em operação, sendo que outras quatro estão previstas para entrar em funcionamento ainda neste ano. Outro negócio fechado foi com a Hidrotérmica, que possui quatro PCHs em operação e planeja a construção de outras oito unidades.
As seguradoras especializadas dominam o mercado de energia, como Ace, Allianz, Chubb, Itaú, Tokio Marine e Zurich, pois normalmente as obras envolvem grandes riscos e necessitam de uma análise criteriosa.

Cada uma, porém, tem seu foco de atuação e expertise e apetite para um segmento.
Eólicas A Chubb, por exemplo, atua fortemente no nicho de eólicas, que é a bola da vez em termos de diversificação da matriz elétrica.

Estimativas mostram que os leilões de fontes renováveis devem multiplicar por seis a geração de energia eólica no Brasil até 2013, para 4.597 megawatts (MW). "Fazemos seguro do começo ao fim, desde o transporte das pás para o local da usina, o risco de engenharia, responsabilidade civil e operacional", diz Robert Hufnagel, diretor de Ramos Elementares da Chubb.

Clemens Freitag, diretor responsável pela área de Infraestrutura da corretora Aon, explica que o segmento de eólicas é de grande interesse das seguradoras, pois não apresenta alto nível de sinistralidade no Brasil e envolve cifras altas.

Algumas empresas saíram desse segmento, pois tiveram prejuízo no passado. Mas outras estão entrando

PROINFA
Por meio do programa está prevista a construção de 144 usinas

PCHS
40% da geração de energia prevista no programa virá de  63 PCHs

EÓLICAS
Já os ventos vão gerar 1,4 mil MW, que deverão vir de 54 eólicas

BIOMASSA
27 usinas com geração à biomassa vão produzir 685MW[2]
PROJEÇÃO
Oferta de energia no Brasil em 2019 deverá ser de 830Twh

Fonte: Brasil Econômico - Portal Nacional