2018: mais um ano de complexidade e desafio na operação

Com hidrologia ruim e Nordeste em situação grave, sistema aposta em fontes alternativas e térmicas para garantir abastecimento

Reservatórios baixos, forte expansão de fontes intermitentes, bandeira vermelha e Nordeste em dificuldade. Assim como nos últimos anos, a operação do sistema em 2018 não deverá ser fácil. Tudo indica que esses elementos poderão se repetir no ano que vem, bastando apenas definir qual será a intensidade. Embora menos severo que 2014 e 2015, o ano de 2017 termina com a hidrologia abaixo da média, o que lhe conferiu a classificação de complexo e desafiador.

Mesmo com o risco de desabastecimento afastado nas últimas reuniões do Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico, 2018 reserva emoções que podem deixá-lo mais tenso do que foi esse ano. De acordo com Patrícia Madeira, diretora do Climatempo, a previsão em fevereiro é que as chuvas fiquem abaixo da média nos principais reservatórios do Sudeste, o que pode interferir na hidrologia. Segundo ela, o mês é considerado importante para a tranquilidade do resto do ano. Em março volta a chover, mas a deficiência de fevereiro não será reposta. “A gente sai com a caixa d’água menos cheia do que poderia, se fosse um ano normal. Para reverter essa deficiência, precisaria de chuva muito acima da média e isso não vai acontecer no ano que vem”, avisa.

Segundo a diretora do Climatempo, o período úmido na região Norte deve ser melhor que o desse ano. Um reservatório que terá uma boa recuperação será o da UHE Serra da Mesa. Ainda assim, por ser muito grande, ele talvez não consiga voltar ao seu volume normal. O setor elétrico, ao lado do abastecimento de água e da agricultura vem sendo os mais afetados pelo desequilíbrio climático dos últimos anos.

O discurso da complexidade da operação adotado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico continua para 2018 e os próximos anos. Fatores como o aumento das fontes eólica, solar e da geração distribuída levam a esse cenário. O antídoto é o aprimoramento constante das ferramentas de previsão e a qualificação de pessoal. Essa complexidade fez com que o ONS buscasse compartilhar com países que já passaram por isso, a experiência para enfrentar essa fase. “Realizamos ao final do primeiro semestre um seminário de prospecção tecnológica, em que trouxemos gente de operadores internacionais para contarem a caminhada em um sistema de maior complexidade”, revela Luiz Eduardo Barata, diretor-geral do ONS.

Barata lembra que a busca em 2017 foi para que se operasse o sistema conforme a ordem de mérito, evitando quando fosse possível a geração fora da ordem. Essa medida trouxe previsibilidade para os agentes e fez com que eles conseguissem montar as suas estratégias de operação tendo a clareza dos custos. Outra medida adotada foi a transparência total nos dados da operação. Além da transmissão via internet da reunião do Programa Mensal da Operação, o site do ONS foi reformulado em agosto. Segundo Barata, agora é possível que a sociedade saiba como está a operação do sistema, quais são os níveis de geração de cada fonte e dos subsistemas. “Esse é um dos pontos altos, operar o sistema com transparência”, avisa o diretor.

João Mello, diretor da Thymos Energia, gostaria que no período de chuvas, as termelétricas fossem mantidas acionadas, para que os reservatórios fossem recuperados. Ele não acredita que isso vá acontecer, o que deve fazer com que no ano que vem se repita cenário similar ao desse ano, trazendo preocupação ao fim do período úmido. “Teria mais chance se tivesse geração térmica para preservar a água. Tem um risco de entrar em abril do ano que vem com um reservatório não tão alto, isso é muito ruim”, relata.

Ele acredita que as mudanças propostas pela Agência Nacional de Energia Elétrica para aplicação das bandeiras tarifárias farão com que a vermelha predomine durante 2018. O critério está sendo alterado para incluir perspectivas de armazenamento dos reservatórios, item que não era considerado. “Esse novo método da Aneel, se o reservatório continuar baixo, é bandeira vermelha 1 ou 2 o ano todo”, avisa. Em dezembro, foi fixada a bandeira vermelha com patamar 1, após dois meses no patamar 2. Já Barata, do ONS, acredita em bandeira amarela no verão mas concorda que a nova metodologia será mais severa.

Com o título de região mais castigada pela crise hídrica, o Nordeste brasileiro deve se preparar para mais um ano de dificuldade na operação. A bacia do rio São Francisco, que agrega uma série de usinas hidrelétricas, há 20 anos vê os níveis caírem, agravando-se desde 2013. O reservatório de Sobradinho, que atualmente está operando com volumes inferiores a 10%, tinha vazão de 1.300 m3/s em 2013. Hoje ela está em 550 m3/s. O calvário do rio deve continuar em 2018, uma vez que não há esperança de chuvas abundantes por lá no período. Apesar do viés de La Niña, o fenômeno climático não deverá se caracterizar em Sobradinho, segundo Patrícia Madeira, do Climatempo. “A gente vai passar por um verão com viés negativo, de La Niña, mas não é La Niña. Para que Sobradinho tenha alguma recuperação significativa, teria que chover muito acima da média, o que não vai acontecer”, avisa.

Reservatório_Sobradinho_JPGReservatório da UHE Sobradinho da Chesf: níveis cada vez mais baixos

De acordo com João Henrique de Araujo Franklin Neto, diretor de operação da Chesf, apesar do alto grau de incerteza, simulações apontam para um fim de período úmido em que o reservatório da UHE Sobradinho terminaria com volume de 35%. Esse volume, longe do ideal, ainda assim traria certa tranquilidade para o sistema. A operação na bacia do Velho Chico tem ainda o componente de que a água do rio também é usada para abastecimento e usos múltiplos.

Com poucas chuvas e usinas em baixa, a Chesf tem atuado mais para a segurança hídrica do que para o atendimento energético. Das seis turbinas de Sobradinho, duas operam, enquanto na UHE Xingó, que tem também tem seis, só uma está em operação. “Na hora que tem nível mais baixo e redução da saída, isso impacta em todas as demais usinas que ficam depois de Sobradinho”, explica Franklin Neto.

A garantia do suprimento energético da região deverá continuar com forte participação das eólicas em 2018. A fonte mais negociada nos leilões e que tem a maioria dos parques no Nordeste vem obtendo uma performance invejável, com os parques atingindo altos fatores de capacidade. Ano que vem, a expectativa é que os ventos do Nordeste continuem com o bom desempenho apresentado até aqui na maior parte do tempo.

Dados da Associação Brasileira de Energia Eólica mostram que a fonte já tem 12,5 GW de capacidade, com participação de 8% na matriz elétrica. Até setembro deste ano, a fonte eólica foi responsável por 7,02 GW med de uma geração total de 62,37 GW med. Ano que vem a capacidade deve chegar a 14,8 GW e em 2020 chega a 17,3 GW. O Nordeste tem mais de 300 parques eólicos.

E a tendência é que os reforços na geração continuem na área de renováveis. Sem UHEs de porte no radar dos próximos certames, eles devem contratar na maioria eólicas, seguidas em segundo plano pelas outras renováveis, como solar, biomassa e PCH. Mello, da Thymos, sugere que para além de 2018 a região Nordeste pense em energia de termelétrica para substituir a energia que vem sendo subtraída pela seca no São Francisco.

A previsão do ONS é que o Sudeste chegue ao fim do próximo período úmido com volume de 40%. A região terminou novembro de 2017 com a segunda pior marca da série histórica , de 18,7%, perdendo apenas para novembro de 2014, que ficou em 15,8%. Sem risco de abastecimento ao sistema no ano que vem, a estimativa é que os despacho térmico fique em torno de 8.000 MW ao mês, bem longe da capacidade total do parque térmico brasileiro.

Quem chega ano que vem para dar um alívio para o sistema é a energia da usina de Belo Monte, que além de ao longo do ano ter mais turbinas para operar, no verão deve ter geração de 4.000 MW, liberando energia da UHE Tucuruí, indo do Norte para o Nordeste. As usinas do Madeira também têm forte previsão de geração no período úmido. A entrada em operação do linhão de Belo Monte também vai reforçar a transmissão, colaborando com o abastecimento do sistema no período úmido. O novo bipolo tem mais de dois mil quilômetros e tecnologia em HVDC. “Nossa expectativa é que a gente comece o ano recompondo o reservatório da região Sudeste de modo que se termine o período em condições melhores que em 2017”, avisa Barata.

O diretor do ONS vê uma expansão das linhas de  transmissão mais tranquila nos próximos anos, sem os grandes atrasos que assolaram o setor nos últimos anos e atrapalharam a entrada em operação de muitas usinas. As mudanças nos leilões de LTs que foram feitas nos últimos dois anos melhoraram muito as condições em termos financeiros, de prazos e na gestão do componente aspecto ambiental. “A transmissão está dando a volta por cima, vai dar tranquilidade”, comenta.

Na transmissão de energia também está uma das preocupações da Chesf para 2018. Como o atendimento na região também vem sendo feito através de transferências de energias de outras regiões, o fluxo na transmissão vem sendo intenso. Somado a isso, a seca levanta a chance de ocorrências de queimadas, o que poderia causar desligamentos inesperados. “O monitoramento por causa das linhas é uma preocupação, por causa dos incêndios”, conta João Franklin Neto.

A operação do sistema também deve contar em 2018 com mais megawatts solares. A fonte, que em 2017 completou cerca de 1 GW em operação, deve pôr em operação mais parques no próximo ano. Apesar de ser uma fonte intermitente com um volume ainda não tão grande no sistema, a energia dos parques solares vem obtendo uma performance operativa dentro da esperada. Ela atinge o ápice rapidamente pela manhã e vai bem durante o dia, saindo de cena quando o sol se põe. “Estamos satisfeitos com o comportamento. Ela está ajudando o operador, diminui a incerteza para nós”, explica Barata.

Terminando 2017 com um despacho próximo a 55% da capacidade do complexo de Parnaíba e da usina de Itaqui, a Eneva acredita no mesmo retrato para o ano que vem. Para Lino Cançado, diretor de Exploração e Produção da empresa, no Norte haverá um despacho sazonalizado com o aproveitamento máximo da geração hidrelétrica de fevereiro a maio e uma forte geração térmica na época seca, para deixar o sistema mais confiável e regularizar os reservatórios.

Já no Nordeste, onde ela tem a UTE Pecém II, o executivo acredita em um despacho mais elevado e constante, pela má situação hidrológica do subsistema. “Com o atual nível de reservas da companhia, que permitem a operação do complexo do Parnaíba durante anos, mais a entrada em operação de dois novos campos de gás no Maranhão, estamos confinantes em um futuro de oferta de energia segura para o país e de retornos para a Eneva”, promete Cançado.

Um tema que teoricamente estaria ligado ao aspecto comercial, mas que devido a sua gravidade acaba impactando na operação é o do GSF. Com o mercado judicializado e paralisado, se não for dada uma solução, em 2018 ele vai se agravar. Grande parte das térmicas dependem da liquidação de curto prazo e, de acordo com o diretor do ONS, há o risco de não haver o despacho por conta dessa paralisação do mercado. “Esse é um tema que passou 2017, se tornou complexo e afetou o funcionamento do sistema brasileiro”, alerta Barata, que já alertou o MME sobre a gravidade do caso. O governo promete para ainda este ano o envio de Medida Provisória ao Congresso Nacional com uma solução para o tema.

Estudo da Comerc Energia sinaliza para um aumento de 12% nas tarifas de energia em 2018. O GSF é o principal motivo para o aumento, junto com o aumento dos custos da geração. O estudo diz que o aumento pode ainda ser maior, dependendo do volume de chuvas de 2018. O ritmo econômico também pode influenciar nos custos com a geração, assim como a descotização das usinas hidrelétricas.

Fonte: PEDRO AURÉLIO TEIXEIRA, DA AGÊNCIA CANALENERGIA

Aneel autoriza operação comercial de 30MW em usina solar no Rio Grande do Norte

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) publicou no Diário Oficial da União desta terça-feira (26) a autorização para operação comercial da usina solar Assu V. O despacho confirma do COD da usina, que tem 30 MW de capacidade instalada, ocupa uma área de 72 hectares no município de Assú (RN) e contou com investimento de R$ 220 milhões. Certificada pela Organização das Nações Unidas (ONU) no Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, Assu V vai gerar, além de energia renovável, créditos de carbono ao evitar a emissão de mais de 46 mil toneladas de CO2 por ano.

“Com essa usina ampliamos nossa experiência no setor fotovoltaico e consolidamos nossa entrada definitiva na geração solar centralizada”, diz o diretor-presidente da ENGIE Brasil Energia, Eduardo Sattamini. O empreendimento, segundo o executivo, reforça a estratégia global da ENGIE de investir na geração de energia renovável. “Ao lado da geração fotovoltaica distribuída, este é um mercado para o qual visualizamos um crescimento expressivo nos próximos anos”, revela Sattamini. O diretor de Geração da ENGIE, José Laydner, conta que estudos mostraram a forte incidência de raios solares e poucas chuvas durante o ano na região do Vale do Açu, onde está o projeto. “Essa é a condição ideal para a geração fotovoltaica”, sinaliza.

Foram dois anos de estudos e negociações desde a vitória no 8° Leilão para Contratação de Energia de Reserva e 257 dias de obras desde o início da construção. Durante o cronograma de obras, houve  uma mudança do ponto de conexão do projeto ao Sistema Interligado Nacional, que estava programado para ocorrer na Subestação Açu 3. Com a interrupção da obra por parte do investidor responsável, a conexão passou para a Subestação Açu 2, já em operação.

Fonte: CERNE Press com informações Engie Energia

Norueguesa Statoil compra 25% do campo de Roncador e avança em parceria com Petrobras

Transação, que quase triplica a produção de petróleo da Statoil no Brasil, prevê pagamento inicial de US$ 2,35 bilhões, além de um adicional de até US$ 550 milhões.

 A Statoil e a Petrobras acordaram que a Statoil irá adquirir 25% de participação em Roncador. A transação praticamente triplica a produção da Statoil no Brasil, com custos competitivos e potencial para geração de valor adicional para ambas as partes com a aplicação do conhecimento e experiência da Statoil em recuperação avançada de reservatórios (Increased Oil Recovery – IOR). O valor total compreende um pagamento inicial de USD 2.35 bilhões, mais um pagamento contingente de até USD 550 milhões.
“Esta transação adiciona uma produção significativa e de longo prazo para o nosso portfólio internacional, fortalecendo a posição do Brasil como uma área prioritária para a Statoil. Estamos também felizes de avançar na nossa parceria estratégica com a Petrobras ao expandir nossa colaboração técnica, compartilhar tecnologia, competências e experiência para aumentar o fator de recuperação do campo”, diz Eldar Sætre, presidente e CEO da Statoil.
Como parte dessa transação, as duas companhias assinaram um acordo com o objetivo de maximizar a geração de valor e a longevidade do campo de Roncador. A Statoil irá utilizar sua tecnologia, competência e experiência em IOR obtida nas operações na Plataforma Continental Norueguesa, e a Petrobras sua experiência como o maior operador de águas profundas e desenvolvedora de pré-sal do mundo. Diversas oportunidades para aumento do fator de recuperação e geração de valor já foram identificadas.
A Petrobras e a Statoil são parceiras em 13 áreas, entre as fases de exploração e produção, dez das quais localizadas no Brasil e três no exterior. A aquisição fortalecerá a Statoil como uma das maiores produtoras de petróleo do Brasil, onde já opera o campo de Peregrino e o bloco BM-C-33, ambos na bacia de Campos, o bloco BM-S-8, na bacia de Santos, e seis blocos exploratórios na bacia do Espírito Santo.
Também foi acordado que a Statoil terá a opção de usar parte da capacidade do terminal de gás natural de Cabiúnas da Petrobras, permitindo o desenvolvimento futuro do BM-C-33, onde ambas as companhias são parceiras e contém a descoberta de Pão de Açúcar.
A data efetiva para a transação de Roncador é 1º de janeiro de 2018. A conclusão do negócio está sujeita a condições específicas, incluindo a aprovação de autoridades governamentais.

Engie e Enel têm autorização para iniciar operação de usinas solares no Nordeste

O grupo italiano Enel Green Power e empresas controladas pelo grupo francês Engie receberam autorização para iniciar a operação comercial de sete usinas de geração de energia solar no Nordeste, segundo despachos da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no Diário Oficial da União desta terça-feira.

A Engie, por meio de sua controlada Solairedirect, teve aval para começar a geração nas usinas Solaire Floresta I, II e III, todas em Areia Branca, no Rio Grande do Norte, que totalizam 86 megawatts em capacidade instalada.

A Engie ainda teve aval para operar seu parque solar Assu V, de 30 megawatts, em Açu, no Rio Grande do Norte.

Já a Enel Green Power, da italiana Enel, recebeu autorizações do regulador para a operação comercial das usinas Ituverava 4, 5 e 6, que somam 84 megawatts em capacidade. Os empreendimentos são todos em Tabocas do Brejo Velho, na Bahia.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Brazilian wind is back in the game – but the game has changed

The 1.4GW of wind contracted in Brazil rewards the country’s supply chain for playing the long game, but falling prices mean it’s by no means business as usual, writes Alexandre Spatuzza

One of the first OEMs to celebrate the result of Brazil’s latest tender was Siemens Gamesa, which says it won a “substantial market share” of the 1.4GW of new capacity contracted for 2021 and 2023.

The manufacturer also said the victory will allow it to upgrade to bigger, newer models from the current 2MW, G114 and other platforms assembled in Brazil.

Even so, the record low price of around $30/MW reached in December’s second tender – in which most of the wind was contracted – will be challenging for the OEMs active in Brazil, which up to 2015 got used to prices above $50/MWh, even as other countries in the region saw rates falling well below that.

“Brazil is back in the game, and it is now following the trend of sharp decline in prices of wind and solar power seen in other tenders in Mexico, Chile and Europe,” Rodrigo Ferreira, supply chain and institutions director for Siemens Gamesa in Brazil told Recharge.

Differently from its Latin American counterparts that hold tenders denominated in US dollars, Brazil not only has a local-currency PPAs, but also has the strictest local content rules. Those regulations have led six OEMs to open up nacelle assembly plants and invest over R$1bn ($310m) to develop a local supply chain since 2013.

Producing locally is the only way that project sponsors can tap development bank BNDES’s cheap and partially subsidised financing to buy machines, avoiding exposure to foreign exchange risks, which, in Brazil are unbearable, given the lasting political and economic instability of the past three years.

In fact, some say that such protectionism was one of reasons for Brazil’s stability in wind prices around the $50-$60/MWh level. With no competition from abroad, who would move to reduce prices if financing is guaranteed by the BNDES at almost unchanged rates and conditions, and the government is constantly buying new capacity?

But then came the crisis: with economic free-fall since 2014, political turmoil – which led to an unorthodox change in government – meant the tenders stopped and the carefully-built 2GW-a-year wind power supply chain was thrown into disarray.

Although for solar power – which contracted 574MW at the first tender also at record low prices – tapping foreign financing seems to have been an option due to the lack of a developed local supply chain, and even as wind power players dabbled with overseas funding, it seems that BNDES and the local supply chain managed to retain the buyers’ preference.

So, if interest rates have fallen little, if foreign financing seems to have been discarded, and if BNDES will still be funding most of the 51 projects that Enel, EDPR, Iberdrola, Voltalia and others contracted, what happened for prices to fall so drastically?

The main factor was hunger for new contracts. Developers had built up a projects pipeline of 26GW, an investment which cannot easily be written off because it mobilises a lot of manpower and money in a country with complex, bureaucratic and strict environmental rules.

So investors had to grab the first opportunity that showed itself, and this came under the name of economic recovery. Albeit still shy and unpredictable, we’re talking about 2023 – six years from now – when a large BRICS country with a 200 million plus population is very likely to have broken free from the straightjacket of recession.

True, this has been one of Brazil’s worst slowdowns, but no developing country can remain without growing for too long. A relatively young population and pent up demand for improvements in a global economy are always a magnet for economic growth, even without the support of a fiscally crippled government.

Also, by 2023, a new elected government will hopefully have more legitimacy and clarity in policies, applying lessons learned for democratic living and turning the page on the political depression that currently has its grips on Brazil.

So if in the first tender the seven distributors that bought power projected only 39TWh of demand over 20 years starting in 2021, in the second tender, not only more utilities signed contracts, but they also bought 10 times more power over 20 years starting in 2023.

“It’s a signal that the economy is recovering, although we cannot say it will be constant,” said Élbia Silva Gannoum, executive president the Brazilian Wind Power Association (ABEEólica) moments after the tender.

Hunger was also the driver for the supply chain.

Aside from Siemens Gamesa, Vestas, Nordex-Acciona, Wobben Windpower (Enercon), GE and local player WEG held on for two years without new contracts, none throwing in the towel and all trying to find ways to ensure some kind of activity after July 2018, when most of them will have fulfilled the 17GW of orders placed in the tenders between 2009 and 2015. So when this tender came, they were gasping for new contracts.

Even so, something else must have changed in Brazilian market.

Jean-Paul Prates, energy consultant and head of the renewable energy think tank Cerne, put it like this: “The fast of contracts shook what was an accommodated market, and engineering services suppliers as well as OEMs all knew they had to do something, so this resulted in lower prices.”

Differently from neighbouring Argentina, where competition for 10GW of contracts for 2025 in a ‘virgin’ market led to a sharp decline in prices as players jostle for position – sometimes risking returns in the short term – Brazil is a much mature market.

So investors know how to the play the game here. In fact, they have helped create the rules of the game as Brazil surged from zero wind power capacity in 2009 to 12.5GW at the close of 2017.

The winners of this year’s tenders are large international utilities who not only have interest in other sectors in Brazil, but also have easier access to capital. They also have firepower when needed to negotiate with suppliers by the sheer bulk of their buying capacity. This also forces a change in the market.

Whether such price levels will continue in the three upcoming tenders already scheduled for 2018, is still uncertain. But Siemens Gamesa’s strategy could indicate what is coming for OEMs and investors alike.

Ferreira clearly linked the success in the tender with the measures taken within the company while procurement was frozen, which he summarised as ‘gains in competitiveness’.

This ranges from offering auxiliary consulting services in the design of projects to doubling its supply chain – from around a 150 to 300 says Ferreira – to offering new technology to its clients.

But keeping its supply chain alive through an audacious exporting scheme, says Ferreira, made suppliers invest to be able to sell products in foreign markets.

“When our suppliers made a commitment to improve competitiveness for the foreign market, it made them competitive in the local market also,” says Ferreira, adding that the company will continue to export components.

Perhaps the cliché of “opportunity in times of crisis”, a favourite of management gurus in the 1990s, has been confirmed by Brazil’s wind sector. But perhaps the tender also confirms the resilience of the renewable energy sector and its capacity to play the right game when its sights are set on the long-term.

In any case, if the new Brazilian government planners had any doubts about whether the tender system put in place in 2004, with wind debuting in 2009, still works, they no longer have. And with that, solar and wind investors have shown not only they know how the play the game, but that they can win, out-competing all other technologies in price.

So Brazil is back in the game, as expected. After all 12.6GW installed, 5GW being built and the 1.4GW now contracted is but fraction of Brazil’s 200GW plus wind power achievable potential, making resilience pay off.

Fonte: Alexandre Spatuzza | Recharge Brazil

Biomassa: Retorno dos leilões de energia é positivo e precisa ser contínuo para a fonte

Ao todo, os dois leilões contrataram 2.858,8 MW médios, com a biomassa representando menos de 4% em cada um

Durante a semana, aconteceram os Leilões de Geração A4 e A6, objetivando a contratação de energia elétrica de novos empreendimentos de geração com início de suprimento em 01 de janeiro de 2021 e 2023, respectivamente. O Leilão A-4 foi realizado no dia 18 e hoje aconteceu o Leilão A-6. A biomassa havia cadastrado 42 projetos para cada um dos certames, mas comercializou apenas sete (um no A4 e seis no A6).

Ao todo, os dois leilões contrataram 2.858,8 MW médios, com a biomassa representando menos de 4% em cada um. No geral, a energia adquirida desta fonte foi de 111,2 MW médios, com 8,6 MW médios comercializados no A4 e 102,6 MW médios no A6.

Para o gerente em Bioeletricidade da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (UNICA), Zilmar Souza, apesar do baixo volume comercializado, a retomada de contratação de novos projetos de geração nos leilões regulados em 2017 foi uma boa notícia.

“Os certames ainda têm papel importante na viabilização de projetos de bioeletricidade gerada a partir da biomassa, formada por resíduos urbanos e agrícolas (o bagaço e a palha da cana representam 89% desta fonte). É importante uma sequência regular e crescente de aquisição para este tipo de energia, com a perspectiva de manutenção ou melhora dos preços-teto a cada leilão. Isso dará segurança e previsibilidade ao setor sucroenergético, estimulando a estruturação de um número maior de projetos a cada novo certame”, comenta Souza.

De acordo com o especialista da UNICA, se fossem transacionados os 42 projetos cadastrados inicialmente pela biomassa para o Leilão A6, o volume estimado de investimentos envolvido representaria um aporte de aproximadamente R$ 10 bilhões até 2023 no setor.

O preço médio final do Leilão A4 foi de R$ 144,51/MWh e de R$ 189,45/MWh no A6. A fonte solar fotovoltaica foi a que mais vendeu energia no A4, respondendo por 76% do volume contratado, enquanto as termelétricas a gás natural foram as que mais comercializaram no A6, responsável por 72% do total negociado no certame. Nos dois certames, esta fonte não renovável, sozinha, abocanhou 67% do total da demanda.

O próximo leilão já está agendado. O Ministério de Minas e Energia recentemente divulgou as diretrizes para o Leilão de Compra de Energia Elétrica Proveniente de Novos Empreendimentos de Geração, denominado Leilão A-4/2018, que deverá ser realizado em 4 de abril de 2018. O início do suprimento de energia elétrica ocorrerá em 1º de janeiro de 2022, com prazo de suprimento de 20 anos para empreendimentos de geração a partir de fonte biomassa, eólica e solar fotovoltaica.

 Fonte: Única

Energias eólica e solar atingem patamar mais baixo de preços no país

Os leilões de geração de energia realizados nesta semana chamaram a atenção pela forte concorrência e altos deságios.

No leilão desta quarta-feira (20), em que predominaram usinas termelétricas a gás e eólicas, o desconto médio foi de 38,7%; no certame de segunda (18), havia sido de 54,6%.

Com isso, tanto as usinas de energia eólica como solar chegaram a patamares recordes de preço nos leilões.

No caso das usinas solares, que predominaram no leilão de segunda, o preço ficou em uma média de R$ 145 por megawatt-hora –uma queda bastante representativa em comparação aos de R$ 297 por megawatt-hora registrados em 2015, data do último leilão em que a fonte participara.

A fonte eólica também chegou a seu menor valor por megawatt-hora nesta quarta: a média foi de R$ 98,62, e o lance mais barato chegou a R$ 97.

Ainda é cedo para falar em um novo patamar de preços, segundo Elbia Gannoum, presidente-executiva da Abeeolica, associação que representa a indústria.

“Foi o primeiro leilão em dois anos. Precisaremos de mais tempo para entender melhor esse deságio, que reflete diversos fatores, como queda de juros, menor custo de capital, negociação com fabricantes. Cada empreendedor tem sua estratégia. O mais importante é a retomada dos investimentos.”

No caso da fonte solar, os preços do leilão desta semana de fato refletem uma redução forte dos custos, que deverá ser incorporada pelo governo em seus planejamentos futuros, afirma Rodrigo Sauaia, presidente da Absolar (associação do segmento).

“Os próximos planos decenais [revisados anualmente pelo governo] devem contemplar essa nova faixa de preço”, disse.

Perguntado sobre a possibilidade de os baixos valores acelerarem a expansão das fontes renováveis na matriz energética do país, o presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Luiz Barroso, afirmou que o resultado dos leilões serão considerados nos estudos e no planejamento do governo.

FISCALIZAÇÃO

O valor baixo dos projetos deverá ser motivo de atenção redobrada para a Aneel (agência reguladora do setor), segundo o diretor Reive Barros dos Santos.

“O desafio agora é assegurar que as empresas entreguem no prazo estabelecido e na qualidade desejada. Esses preços mais competitivos vão ensejar a necessidade de um acompanhamento mais de perto para evitar uma situação, como a que se vê hoje, de empreendimentos revogados porque não conseguiram entregar.”

O diretor ressaltou, porém, que as empresas vencedoras têm histórico positivo de empreendimentos anteriores.

Os preços mais competitivos foram conquistados porque as empresas fizeram um “dever de casa financeiro” e buscaram formas alternativas de financiamento, sem uma dependência do BNDES, afirmou o presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Luiz Barroso.

“Houve uma criatividade maior das empresas, que fizeram debêntures, ECAs [Export Credit Agencies, financiamento internacional a taxas competitivas e com proteção cambial].”

Segundo Igor Walter, diretor do Ministério de Minas e Energia, o próprio leilão trouxe mecanismos para garantir a execução dos projetos, com mais exigências. “O edital foi aprimorado para que passe a ser mais exigente e evitar problemas do passado.”

Fonte: Thais Hirata | Folha de São Paulo

Eólicas investirão R$ 1,8 bilhão em 12 projetos no Rio Grande do Norte

O Rio Grande do Norte foi o segundo estado com o maior número de projetos contratados no leilão de energias renováveis realizado nesta quarta-feira, 20, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e deverá receber investimentos de aproximadamente R$ 1,8 bilhão. Doze, dos 240 empreendimentos inscritos no certame foram arrematados e deverão entrar em operação em seis anos. Juntos, eles terão capacidade instalada para geração de energia eólica de 310,225 megawatts (MW). No total, foram ofertados 6.939 MW de energia.  O maior número de projetos foi arrematado por empresas instaladas no Piauí – 17 parques.

O Leilão de Geração nº 04/2017 movimentou, ao todo, R$ 108 bilhões em contratos, equivalentes a um montante de 572.518.389,600/MWh de energia. O preço médio ao final das negociações foi de R$ 189,45 por Mwh (megawatt hora), com deságio de 38,7% em relação aos preços-tetos estabelecidos, o que representou uma economia de R$ 68,5 bilhões para os consumidores de energia.

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O Diretor da ANEEL, Reive Barros, destacou que o resultado foi bastante satisfatório e que há um grande interesse dos investidores no setor elétrico. Além disso, enfatizou que a ANEEL acompanhará de perto o cumprimento dos contratos. “É importante que as empresas entreguem no prazo e com a qualidade desejada. Queremos evitar ao máximo a revogação de concessões que não entregaram no prazo estipulado”, reiterou.

Ao final das negociações, foram contratados 63 empreendimentos de geração, sendo 49 usinas eólicas (691,8 MW médios), seis Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs (71,3 MW médios), seis térmicas movidas a biomassa (102,6 MW médios) e duas térmicas a gás natural (1.870,9 MW médios), somando 2.736,6 MW médios de energia contratada. Ao todo, os projetos que foram contratados totalizam 2.930,9 MW médios de garantia física e as usinas deverão iniciar o fornecimento de energia elétrica a partir de 1º de janeiro de 2023.

O preço médio final do leilão para as PCH’s foi de R$ 219,20/MWh. No caso das usinas térmicas movida a biomassa, o preço médio foi de R$ 216,82/MWh, as térmicas a gás natural foram negociadas a um preço médio de R$ 213,46/MWh. Já para as usinas eólicas, o preço médio fechou em R$ 98,62/MWh.

Os estados com os empreendimentos contratados foram o Piauí (17 usinas), Rio Grande do Norte (12 usinas), Paraíba (9 usinas), Maranhão (4 usinas), Bahia (4 usinas), Pernambuco (3 usinas), São Paulo (3 usinas), Santa Catarina (2 usinas), Rio Grande do Sul (2 usinas), Rio de Janeiro (2 usinas), Minas Gerais (2 usinas), além de Mato Grosso, Paraná e Goiás com uma usina em cada estado.

Participaram do certame, como compradoras da energia negociada, 25 concessionárias de distribuição com destaque para a Cemig D (9,55% do total negociado), Coelba (9,1% do total) e Copel D (8,7% do total negociado). Os contratos são de 30 anos para as usinas hidrelétricas na modalidade por quantidade, 25 anos para as térmicas e 20 anos para as usinas eólicas. Os resultados completos estão disponíveis no site da CCEE.

Voltalia
O Rio Grande do Norte foi o único estado brasileiro gerador de energia eólica com projetos contemplados no leilão realizado na segunda-feira, 18, pela Aneel. A empresa francesa Voltalia, que recentemente inaugurou parques eólicos na região de São Miguel do Gostoso, no litoral Norte, arrematou dois projetos no certame. Eles garantirão, quando em operação integral, a geração de 64 megawatts (MW) de potência, com investimentos estimados em R$ 355 milhões nos próximos três anos.

Bate papo com Jean Paul Prates
Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne/RN). Confira a entrevista:

Qual sua análise em relação ao resultado do leilão de A-6?
A gente percebe, pelo resultado dos dois leilões combinados, em relação à eólica, especificamente, que os portfólios estavam cheios de projetos acumulados, em função do ano passado não ter tido leilão, anteriormente também. Dava para perceber que tinha muita coisa represada, muito megawatts foram habilitados, muito mais do que saiu. Foi um vestibular muito competitivo. Isso gerou um deságio, também, bastante grande, bastante acentuado. O pessoal lidando agressivamente. Agora, ficou claro que já é visível um potencial de concentração grande do mercado de empreendedores nos leilões mais competitivos. Só quem conseguiu colocar projeto foi quem já estava operando no mercado com instalações de grande porte. Não houve, praticamente, nenhum vitorioso desenvolvedor.

E em relação aos estados?
Eu considero que o Rio Grande do Norte, diante de todas as circunstâncias e de toda a questão que foi colocada em relação à limitação das linhas de transmissão, em função desse edital ter liberado essa limitação, colocando na responsabilidade do empreendedor o risco de, eventualmente, ele não poder se conectar, o Rio Grande do Norte saiu muito bem. Porque, eu acredito que os empreendedores que colocaram projetos aqui, eles tem confiança que o estado irás superar essa limitação ao longo dos próximos seis anos. Inclusive, a Voltalia apostou até mais. O RN, diante das condições que estavam colocadas para o leilão passado e para esse, ficou bem.

O Piauí é destaque, mas não chega a ser surpreendente. Muitos portfólios estavam sendo trabalhados. O RN veio logo em seguida. Uma boa surpresa foi a Paraíba, que finalmente colocou uma potência interessante. A decepção, parcialmente, foi a Bahia. Ela tinha a limitação de linha de transmissão no leilão anterior, mas não tinha neste. A Bahia tinha uma oferta enorme de megawatts, mas colocou pouco mais de 100.

Fonte: Tribuna do Norte | Ricardo Araújo

Leilão A-6 surpreende com 3,8 GW contratados e R$ 13,9 bilhões em investimentos

O preço médio final do certame ficou em R$ 189,45/MWh, deságio de 38,7%, representando uma economia de R$ 68,4 bilhões para os consumidores de energia

O leilão A-6 terminou nesta quarta-feira, 20 de dezembro, com a contratação de energia de 63 novos empreendimentos de geração, representando 3.841 MW potência (2.930 MW médios), cujos investimentos estão estimados em R$ 13,9 bilhões.

A fonte eólica viabilizou 49 usinas, além de 6 PCHs, 6 biomassa e duas térmicas a gás. O preço médio final do leilão R$ 189,45/MWh, deságio médio de 38,7%, representando uma economia de R$ 68,4 bilhões para os consumidores de energia, considerando os prazos dos contratos. Não houve contratação de usinas térmicas a carvão.

A fonte também chamou a atenção pela forte queda de preço: o valor inicial, de R$ 276 por megawatt-hora, chegou a um patamar recorde de R$ 98,62. Biomassa terminou com deságio 34,10%, preço médio R$ 216,82/MWh. Gás natural apresentou deságio de 33,08%, a R$ 213,46/MWh. A fonte hídrica ficou cotada a R$ 219,20/MWh, deságio de 22%. Destaque para a térmica a gás Porto do Açu III, no Rio de Janeiro, com 1.672 MW de potência.

O leilão começou às 9h, teve 2h20 de duração, e foi operacionalizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em São Paulo.  Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 1.092 projetos, totalizando 53.424 MW de potência instalada.

Os contratos têm prazo de suprimento de 30 anos para empreendimentos hidrelétricos, 20 anos para eólicos e 25 anos para as térmicas.

Análise

“Em relação a fonte eólica, havia muitos projetos represados em decorrência da ausência de leilões entre 2015 e 2016. Isso ficou evidente pelo altíssimo número de megawatts habilitados inicialmente, gerando um deságio bastante acentuado e com alta competitividade. Conseguiram enfrentar esta circunstância as empresas maiores e que já tinham estruturas de gestão ou operação bem desenvolvidas no País”, comenta o Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates. “Vencedores foram empresas consolidadas, com projetos concentrados em regiões específicas (ganho de escala) ou expansões”, analisa Prates.

A Enel Green Power vendeu energia de 21 eólicas no Piauí. Força Eólica, Omega e Voltalia também estão entre os vencedores. Participaram como compradoras 25 distribuidoras, com destaque para Copel, Coeba, Cemig, Elektro e Energisa MT.

Ranking eólicas contratadas por estado (em megawatt)

1 – Piaui – 510.000
2 – Rio Grande do Norte – 299.525 (+64 pelo A-4)
3 – Paraíba – 149.200
4 – Bahia – 108.000
5 – Maranhão – 95.000
6 –  Pernambuco – 82.000

O Piauí obteve destaque no leilão garantindo injeção direta de mais de R$3 bilhões em investimentos no interior do Estado nos próximos 4 anos.  ” Em segundo lugar, o Rio Grande do Norte que, apesar das propaladas limitações de estrutura de transmissão, mostrou que os investidores que já se encontram aqui confiam que o governo local será capaz de trabalhar junto com a União para conseguir desbloquear este gargalo dentro dos próximos 5 anos”, destaca o presidente do CERNE. O RN ainda tem pelo menos 10 gigawatts (GW) de potencial imediato para os próximos leilões.

A Paraíba despontou no ranking onde a Força Eólica (Grupo Iberdrola) viabilizou boa quantidade de megawatt utilizando capacidade de conexão existente e potencial. “O resultado representa uma importante conquista para o estado que também passa a se consolidar no cenário eólico nacional e poderá se referir muito ao vizinho RN quanto a fornecedores e mão de obra capacitada”, finaliza Jean-Paul Prates.

A-4 e A-6

No primeiro certame desta semana, foram contratados 228,7 megawatts médios de garantia física, com investimentos de R$ 4,3 bilhões até 2021, data de entrega dos empreendimentos. A fonte solar predominou no primeiro certame, com 20 dos 25 projetos vencedores.

O mercado já esperava que este segundo leilão tivesse uma procura maior. Com o prazo de entrega mais longo das usinas – até 2023, a expectativa é que o consumo de energia no país já tenha se recuperado e haja mais demanda.

Fonte: CERNE Press com informações do Canal Energia e Folha de São Paulo

Brazil contracts 1.4GW of wind as price falls to $31/MWh

Brazil contracted 1.4GW of new wind power projects to start operations in January 2023 at an average R$98.62/MWh ($30.76/MWh) – a record low price of for the technology in the country – with foreign players Enel, Iberdrola and EDPR the biggest winners.

The intense bidding in Wednesday’s tender came as developers battled it out to win deals for a fraction of the 26GW of projects readied for auctions over the past two years.

“It was not surprising that such an amount wind was contracted and that the auction was very competitive – everybody wanted to sign new contracts,” Jean-Paul Prates, president of renewable energy think tank Cerne told Recharge.

In terms of capacity contracted, wind was the number-two technology in the tender, known as A-6, which included other renewables except solar and thermoelectric projects. A total of 3.8GW of new capacity was contracted, of which 2.1GW came from two natural gas-fired plants, 177MW from biomass and another 76.5MW from small-hydro plants.

After staying out of the A-4 tender on December 18 – in which projects for 2021 were contracted – wind power investors took the opportunity to win their first contracts since 2015,when 548MW of wind was procured.

Even so, the volume was below the 2GW yearly average contracted between 2009 and 2015 – the minimum amount that the Brazilian Wind Power Association says is needed to keep the six OEMs in the country busy.

Today’s A-6 tender allows investors six years to build the wind farms, which indicates that they believe that most of the transmission bottlenecks that kept them out of the A-4 tender will be resolved.

Still, most players played it safe: Piauí and Paraíba, which have fewer transmission grid bottlenecks, were responsible for 510MW and 281MW respectively. But investors also ventured into states where transmission line problems still need to be solved, and 381MW was contracted in Rio Grande do Norte and 108MW in Bahia.

“The government now needs to pull its weight to get this problem solved. After all, there are more than 9GW of projects in Rio Grande do Norte for example,” said Prates.

The longer time period also allows investors to negotiate lower prices with turbine makers and engineering services suppliers.

Such competition and forward looking projections knocked down the price for wind to a historic low of around $30/MWh, from over $50/MWh at auctions up to 2015.

Today’s price was 64% below the cap price of R$276/MWh set by the government.

These new prices are aligned with those seen in recent auctions in Mexico and Chile, and below the levels in neighbouring Argentina, which were around $40/MWh.

“Two years without contracts shook all the market, making the supply chain more ready to accept lower prices in order to end the fast of contracts,” said Prates.

Although competition for new contracts was the main driver for lower prices, Brazil’s learning curve in the wind sector – from government licensing to engineering services and logistics – also helped reduce costs of construction, which before this tender was estimated at $2m per MW.

The auction also signalled that power distribution companies – which bought the output – are projecting bigger demand by 2023. A total of 573TWh was contracted over the 20-year and 30-year period of the contracts.

This is almost tenfold the amount of power bought at Monday’s tender.

But following a trend that had started in 2015, Brazil’s market continues to consolidate as large international utilities took most of the contracts, leaving no space for smaller developers who were much more present in earlier tenders.

Italy’s Enel contracted a total of 618MW, Spain’s Iberdrola – through its local unit Força Eólica – 281MW, EDP Renováveis – controlled by China’s Three Gorges – 219MW, and France’s Voltalia added another 91MW to the 64MW of wind it had already contracted in Monday’s tender.

Omega Energia – the Brazilian renewable energy arm of investment fund Warburg Pinkus – and local player Eólica Tecnologia contracted 95MW and 82MW respectively.

The government didn’t comment on the tender. In 2018, it plans another three tenders which will contract power for 2022 and 2024.

Fonte: Alexandre Spatuzza | Revista Recharge Brazil

 

Consumo de energia no Brasil segue menor que em 2014 apesar de recuperação, diz EPE

O consumo de energia elétrica, um importante indicador da atividade econômica, tem se recuperado no Brasil, mas a demanda ainda segue abaixo da registrada em 2014, quando o país ainda não havia entrado em crise econômica, disse a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em relatório nesta segunda-feira.

A economia brasileira saiu oficialmente da recessão em 2017, ao registrar crescimento após dois anos consecutivos de retração do Produto Interno Bruto (PIB), e os números de consumo de eletricidade também têm mostrado alta, principalmente a partir do segundo semestre.

Mas a retomada tem sido lenta, o que é associado pela EPE tanto à situação econômica quanto a aumentos das tarifas para os consumidores.

“O consumo nacional de energia elétrica ainda se mantém abaixo dos níveis observados em 2014, a despeito da recuperação observada nos últimos meses”, apontou a estatal, que ressaltou sucessivas quedas do consumo industrial “influenciadas pelo cenário econômico desfavorável”, enquanto comércio e residências tiveram avanços menores que em anos anteriores.

No caso dos clientes residenciais, a EPE afirma que houve “efeitos do choque tarifário de 2015 (reajustes extraordinários combinados a ajustes anuais mais elevados)”.

De acordo com a EPE, o consumo acumulado até outubro deste ano é de 462.351 gigawatts-hora, ante 460.078 GWh em 2016, contra 464.085 GWh em 2015 e 474.823 GWh em 2014.

No relatório, a EPE apontou que tem havido crescimento do consumo em 2017 nos setores industrial e residencial, enquanto há estabilidade no segmento comercial.

A indústria é responsável por cerca de 35 por cento do consumo, seguida pelas residências, que respondem por quase 30 por cento.

Segundo projeções do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a carga de energia elétrica do sistema interligado do Brasil tem crescido nos últimos meses e deve avançar 4,3 por cento em dezembro na comparação do mesmo mês do ano anterior.

A carga representa a soma de consumo e perdas na rede elétrica.

Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o consumo avançou 1 por cento em novembro ante mesmo mês de 2016.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Energia solar pode acelerar expansão após forte queda de preço em leilão, diz setor

O Brasil contratou novas usinas de energia solar em um leilão nesta segunda-feira a um preço médio equivalente a cerca de 44 dólares por megawatt-hora, contra 78 dólares na última licitação para projetos da fonte, em 2015, em um sinal de competitividade que pode acelerar a expansão da tecnologia no país, disse à Reuters o chefe de uma associação do setor.

Em um documento com planos para a expansão da geração de energia no Brasil nos próximos dez anos publicado recentemente, a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) disse que poderia acelerar a contratação de usinas solares se a fonte apresentasse queda significativa de preços, o que para a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) já é uma realidade.

No leilão desta segunda, que contratou projetos para iniciar operação em 2021, os investidores fotovoltaicos apresentaram preços em média 56 por cento menores que o teto definido para a disputa, e terminaram com cotações mais baratas que empreendimentos hidrelétricos, até então o carro-chefe da matriz brasileira, e que térmicas a biomassa.

“É um patamar importante de competição. Esse leilão de fato marcou uma mudança de patamar da fonte… quando a gente olha o resultado, acreditamos que o Brasil já precisa começar a olhar com mais protagonismo para o papel da fonte em sua matriz”, disse o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia.

Os empreendimentos solares responderam por cerca de 85 por cento da capacidade contratada na licitação, com 574 megawatts em capacidade, dentre 674,5 megawatts contratados.

O preço de referência praticado pelos investidores da fonte variou de um máximo de 250 reais por megawatt-hora a um mínimo de 155,82 reais. O teto era de 329 reais por megawatt-hora.

Sauaia atribuiu o desempenho das usinas na concorrência a um grande número de investidores interessados em um cenário de baixa demanda por contratação e à evolução tecnológica, que tem derrubado preços de equipamentos.

Houve, ainda, uma contribuição da taxa de câmbio, mais favorável agora do que em 2015, acrescentou ele.

Entre as empresas que viabilizaram projetos na disputa apareceram a AES Tietê, da norte-americana AES, e a Enel Green Power, do grupo italiano Enel, líder em investimentos na fonte no Brasil.

De acordo com a Absolar, o Brasil possui atualmente cerca de 850 megawatts em usinas solares em operação comercial e deverá alcançar até o final do ano a marca de 1 gigawatt, o que colocará o país em um clube com pouco mais de 20 nações que alcançaram esse patamar em todo o mundo.

Apesar do marco, a fonte ainda representa menos de 1 por cento da matriz elétrica do país, liderada pelas hidrelétricas, que respondem por cerca de 60 por cento da capacidade.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Voltalia arremata novos projetos eólicos para o RN

O Rio Grande do Norte foi o único estado brasileiro gerador de energia eólica com projetos contemplados no leilão realizado nesta segunda-feira, 18, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A empresa francesa Voltalia, que recentemente inaugurou parques eólicos na região de São Miguel do Gostoso, no litoral Norte, arrematou dois projetos no certame. Eles garantiram, quando em operação integral, a geração de 64 megawatts (MW) de potência, com investimentos estimados em R$ 355 milhões nos próximos três anos.

Em comunicado enviado ao mercado financeiro no exterior, a Voltalia anunciou a vitória no leilão e nomeou os parques a serem construídos como Vila Paraíba II e Vila Paraíba III. Cada um deles gerará 32 MW de energia. No texto, em inglês, a empresa sediada na França informa que os contratos terão duração de 20 anos com início programado para o final de dezembro de 2020. A Voltalia relembrou que o leilão desta segunda-feira, 18, foi o primeiro desde 2015, além de ter confirmado presença no próximo certame marcado para a quarta-feira, 20.

No geral, o leilão desta segunda-feira contratou pouco e registrou deságios elevados. “O leilão contratou pouco, devido a várias limitações impostas pelo edital. Mas teve competição acirrada com deságios bem acentuados”, destacou o presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates. Ele acrescenta que os resultados podem melhorar no próximo leilão, marcado para esta semana.

“Na quarta-feira (20), com a realização do leilão A-6,  deverão sair mais projetos eólicos vitoriosos, pois muitas limitações do edital de hoje (segunda-feira, 18) aparecem modificadas nas regras do A-6. Isso pode garantir boas perspectivas para Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba, Piauí, Bahia e Pernambuco”, analisou Jean Paul Prates.

De acordo com informações publicadas pela Aneel, o leilão de geração nº 04/2017 movimentou, ao todo, R$ 5,6 bilhões em contratos, equivalentes a um montante de 39.113.822,400 MWh (megawatt hora) de energia. O preço médio ao final das negociações foi de R$ 144,51 por MWh, com deságio de 54,65% em relação aos preços-tetos estabelecidos, o que representou uma economia de R$ 6,8 bilhões para os consumidores de energia.

Negociações
Ao final das negociações, foram contratados 25 empreendimentos de geração, sendo uma Pequena Central Hidrelétrica – PCH (5 MW médios), uma Central de Geração Hidrelétrica – CGH (0,8 MW médio), uma térmica movida a biomassa (8,6 MW médios), duas usinas eólicas (35,6 MW médios) e outras 20 usinas solares fotovoltaicas (170,2 MW médios), o que soma 220,2 MW médios de energia contratada.

Ao todo, os projetos que foram contratados correspondem a 228,7 MW médios de garantia física e as usinas deverão iniciar o fornecimento de energia elétrica a partir de 1º de janeiro de 2021. O preço médio final do leilão para as usinas hidráulicas foi de R$ 181,63/MWh. No caso da usina térmica movida a biomassa, o preço médio foi de R$ 234,92/MWh, para as plantas eólicas foi de R$ 108/MWh e para as usinas solares o preço médio fechou em R$ 145,68/MWh.

Os estados com os empreendimentos contratados foram o Piauí (8 usinas), Pernambuco (5 usinas), Bahia (4 usinas), São Paulo (3 usinas), Rio Grande do Norte (2 usinas) e Mato Grosso, Espírito Santo e Goiás (1 usina).

Participaram do certame, como compradoras da energia negociada, sete concessionárias de distribuição: CEA, CEAL, Cepisa, Coelba, Copel D, EDP ES, Elektro. Os contratos são de 30 anos para as usinas hidrelétricas na modalidade por quantidade e 20 anos para as usinas a biomassa, eólicas e solares.

Fonte: Tribuna do Norte

Leilão de energia A-4 termina com deságios altos e contrata 228,7 MW médios

O leilão de energia A-4 realizado nesta segunda-feira (18) contratou 228,7 megawatts (MW) médios de energia, a um preço médio de R$ 144,51 por megawatt-hora (MWh). Além da baixa contratação, o certame foi marcado pelos elevados deságios, que superaram 50% no caso das fontes eólica e solar.

A fonte solar foi a grande vencedora, com a contratação de 172,6 MW médios, envolvendo investimento de R$ 3,8 bilhões, e uma potência de 790 megawatts-pico (MWp). O preço médio da fonte foi de R$ 145,68/MWh, deságio de 55,7% em relação ao máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 329/MWh.

A fonte eólica vendeu apenas dois projetos, ambos da empresa francesa Voltalia. Os dois empreendimentos situam-se no Rio Grande do Norte e garantem mais 64MW de potência, com investimentos estimados em R$ 355 milhões nos próximos 3 anos. O preço médio foi de R$ 108/MWh, deságio de 60,9%.

“O leilão de hoje contratou pouco, devido a várias limitações impostas pelo edital. Mas teve competição acirrada com deságios bem acentuados”, destacou o presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates.

Ele acrescenta que os resultados podem melhorar no próximo leilão, marcado para essa semana. ” Na quarta-feira (20), com a realização do leilão A-6,  deverão sair mais projetos eólicos vitoriosos, pois muitas limitações do edital de hoje aparecem modificadas nas regras do A-6. Isso pode garantir boas perspectivas para Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba, Piauí, Bahia e Pernambuco”, analisa Prates.

O leilão também contratou duas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), de 9,5 WM médios de garantia física e 11,5 MW de potência. Os empreendimentos somam R$ 31,1 milhões em investimentos e tiveram preço médio de R$ 181,63/MWh, desconto de 35,36%.

Por fim, foi contratada uma termelétrica a biomassa, com preço de R$ 234,92/MWh, desconto de 28,6%. O projeto tem 8,6 MW médios de garantia física e 25 MW de potência, e envolve investimento de R$ 44,160 milhões.

No total, o certame envolveu 39,113 milhões de MWh e investimentos de R$ 4,286 bilhões.

 

Fonte: CERNE Press com informações do Valor Econômico