Reforma do setor elétrico deve ser encaminhada ao Congresso em 2 semanas

 O governo está trabalhando nos últimos ajustes do texto da reforma do setor elétrico, que pretende encaminhar ao Congresso em até duas semanas. O Valor apurou que o Ministério de Minas e Energia (MME) prevê concluir e encaminhar o conteúdo à Casa Civil no fim desta semana. O texto pode ser apresentado em um projeto de lei (PL) proposto pelo Executivo, ou na forma de um substitutivo de um PL, de autoria do deputado Fabio Garcia (sem partido-MT), que já está tramitando na Câmara.

Neste momento, os técnicos do ministério trabalham no “ajuste fino” da proposta de mudança que vem sendo debatida desde o ano passado, quando o governo abriu a consulta pública para discutir o assunto. A iniciativa é considerada pelo ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, tão importante quanto a decisão de privatizar a Eletrobras. As duas medidas, que dependem da aprovação do Congresso, são encaradas como indispensáveis para o mercado acompanhar a evolução do setor.

“Não se trata de questão ideológica, mas de reconhecimento de que o modelo atual se esgotou, por ser fortemente baseado em pedidos de socorro ao governo, financiamento estatal e repasses de custos ao consumidor”, disse uma fonte do ministério.

O Valor apurou que o governo deve manter as linhas gerais da nota técnica preparada pelo ministério em julho de 2017, acatando parte das contribuições feitas pelo mercado no ano passado. O texto deverá conter uma proposta de solução para o risco hidrológico (medido pelo GSF, na sigla em inglês), uma antecipação da abertura parcial do mercado livre de energia e aperfeiçoamentos na liquidação do mercado à vista, além pontos como a aplicação de tarifas horárias e melhoria do sinal locacional e de preço de cada fonte de energia.

O plano do governo era encaminhar o texto da reforma ao Congresso após a apresentação do projeto de lei de privatização da Eletrobras, o que ocorreu na semana passada, e também depois da publicação da MP que trataria da repactuação do risco hidrológico. A MP 814 saiu no fim do ano passado, porém sem incluir uma proposta de acordo para acabar com a judicialização em torno do GSF.

Se, por um lado, a ausência da repactuação do risco hidrológico na MP preocupou o setor elétrico, devido ao valor em aberto de R$ 6 bilhões no mercado de curto prazo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), por outro lado o PL da reforma terá a oportunidade de equacionar esse problema, evitando novas perdas a partir deste ano.

“Nossa expectativa é que o PL inclua a solução para o GSF. Nos frustramos um pouco com a retirada da solução do GSF da MP 814”, afirmou o diretor de uma grande empresa privada de energia, em condição de anonimato. “É importante resolver o incêndio para fazer a reforma”, disse o executivo de outra empresa do setor, com relação ao impasse do GSF dos últimos anos.

“Temos uma expectativa grande de equacionamento de algumas questões pendentes que estão travando o setor elétrico. Um desses pontos é a questão do GSF, que deu origem a um travamento no mercado que chegou a um ponto em que se tornou insustentável. A cada mês, são bilhões e bilhões que deixam de ser liquidados na CCEE por força dessa indefinição”, disse o presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales.

Com relação à abertura do mercado livre, a equipe de energia do governo vem trabalhando em uma antecipação do prazo para a abertura gradual do mercado, no âmbito da reforma. A nota técnica previa a redução gradual do limite mínimo de carga para migração para o mercado livre, por patamares, dos atuais 3 megawatts (MW) para 75 quilowatts (kW) em 2028. A ideia é antecipar esse prazo para 2026. Também era prevista inicialmente a abertura até o patamar de 2 MW, em 2020. Esse limite deve recuar para 1 MW, no mesmo ano.

Já o mercado à vista de energia deve sofrer mudanças com a redução dos prazos das operações de compra e venda e a realização de liquidações com maior frequência. O governo avalia que também pode ser encurtado o prazo entre o pagamento e o consumo da energia negociada.

O governo também estuda incluir no texto da reforma um item que determina que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) desenvolva estudos sobre os efeitos de uma eventual abertura total do mercado, incluindo consumidores residenciais.

Segundo projeções da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia Elétrica (Abraceel), a abertura parcial do mercado livre até 2028 permitiria a migração de cerca de 24 mil empresas, com potencial de redução de custos de R$ 2 bilhões por ano, em relação à tarifa do mercado regulado, uma economia média de 15%.

“Muito mais importante do que a privatização da Eletrobras é a mudança do modelo comercial de energia elétrica”, disse o presidente da Abraceel, Reginaldo Medeiros. “A reforma do setor tem menos polêmica que a privatização da Eletrobras e traz mais benefícios”, afirmou.

Fonte: Valor Econômico | RODRIGO POLITO, CAMILA MAIA E RAFAEL BITENCOURT

Autor: RODRIGO POLITO, CAMILA MAIA E RAFAEL BITENCOURT

 

Aneel autoriza operação comercial de parque eólico no Rio Grande do Norte

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou para operação comercial a usina eólica União dos Ventos 14, a partir de 26 de janeiro, mesma data da publicação do despacho do Diário Oficial da União. A usina compreende as unidades UG1, UG3, UG5, UG6, UG7, UG8, UG9 e UG 10, de 2.100 kW cada, somando 16.800 kW de capacidade instalada. O empreendimento é de propriedade da empresa Serveng e está localizado em Pedra Grande, no Rio Grande do Norte.

Fonte: SEERN

ANP lança pré-edital do 4o leilão do pré-sal

A Agência Nacional do Petróleo e Gás (ANP) lança nesta quinta-feira (25/1) o pré-edital e as minutas dos contratos para o 4o leilão pré-sal, que vai acontecer em 7 de junho. A agência vai realizar em 22 de fevereiro a audiência pública para discutir o pré-edital e as minutas e recebe contribuições até 18 de fevereiro.

O 4o leilão do pré-sal vai ofertar as áreas de Itaimbezinho, Três Marias, Dois Irmãos, Saturno e Uirapuru nas bacias de Campos e Santos. Todas as áreas do leilão têm bônus fixado em R$ 4,65 bilhões.

A Petrobras indicou que vai exercer o direito de preferência nas áreas de Dois Irmãos, Três Marias e Uirapuru no 4o leilão do pré-sal. A empresa requereu o percentual mínimo de 30% em cada área e se for mantido o percentual terá que desembolsar R$ 945 milhões.

O bloco de Uirapuru será a área com o maior bônus fixo do leilão do pré-sal, R$ 2,65 bilhões, seguido pela área de Saturno, com bônus de R$ 1,45 bilhão. As duas áreas têm parcela mínima de óleo lucro para a União definidas em 22,18% e 14,12%, respectivamente. A concorrência vai ofertar ainda as áreas de Itaimbezinho, Três Marias e Dois Irmãos, que têm bônus fixado em R$ 50, R$ 100 e R$ 400 milhões.

O 4o leilão do pré-sal terá 18% de conteúdo local para a fase exploratória dos blocos. No desenvolvimento da produção foi estabelecido o mínimo de 25% para construção de poço; de 40% para o Sistema de Coleta e Escoamento; e de 25% para a Unidade Estacionária de Produção. Os índices são os mesmos para a 14a rodada e do 3o leilão do pré-sal , realizados em setembro e outubro.

Fonte: E&P Brasil

Engie aprova empréstimo de R$ 1,03 bi do BNDES para complexo eólico na Bahia

Complexo Campo Largo tem 327 MW de capacidade

A Engie Brasil Energia aprovou por unanimidade em reunião do conselho de administração a contratação de financiamento de R$ 1,03 bilhões junto ao BNDES, para implantação do Complexo Eólico Campo Largo – Fase 1. O complexo tem 327,7 MW e fica localizado nas cidades de Sento Sé e Umburanas, na Bahia.

De acordo com informações da Engie, o empreendimento é o maior investimento em energia eólica no país realizado pela empresa. Na sua primeira fase, o projeto prevê a instalação de 121 aerogeradores. Campo Largo deve começar a operar comercialmente em janeiro de 2019 e poderá abastecer uma cidade de até 600 mil habitantes.

Fonte: Pedro Aurélio Teixeira | Canal Energia

Quinze anos ‘atrasada’, energia solar vira alternativa competitiva

Na primeira semana deste ano, o Brasil ultrapassou a marca de 1 GW (gigawatt) em projetos de fonte solar fotovoltaica conectados na matriz elétrica, segundo levantamento da Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica). O número colocou o país entre os 30 maiores produtores da fonte e representa potência suficiente para abastecer 500 mil residências, ou 2 milhões de brasileiros.

De acordo com a associação, o número é resultado  do crescimento tanto do mercado de geração centralizada (usinas) quanto de geração distribuída (casas, comércios, etc. – leia mais abaixo) solar fotovoltaica no último ano.

Apesar do crescimento e da importância do número, no ano passado a energia proveniente do sol representou apenas 0,1% do total gerado, de acordo com o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). “Não representamos nem 1%, estamos com um atraso acumulado de 15 anos, por não ter havido um investimento e planejamento estruturado”, diz o presidente executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia, que citou exemplos positivos em SP, MG, GO e no Nordeste, seja por isenções ou programas de incentivo e financiamento.

A recuperação do tempo perdido, contudo, já começou. Na retomada dos leilões do governo federal, em dezembro do ano passado, a redução do preço da energia solar surpreendeu. “Ela se consagrou como uma nova alternativa competitiva para o país. O recurso solar é imenso e a fonte chegou para ficar. A redução foi muito significativa, o preço médio caiu de R$ 297 o megawatt-hora do leilão anterior, em novembro de 2015, para R$ 145 MW/h”, contou Sauaia. O primeiro leilão federal de energia solar aconteceu somente em novembro de 2014 – cinco anos depois da eólica, que alcançou seu 1 GW ainda em 2011.

A queda no preço pode ter, inclusive, um reflexo direto no aumento da contratação. “No PDE (Plano Decenal de Expansão de Energia) 2026 [publicado ano passado], o Ministério de Minas e Energia tinha um cenário de que, se o custo da solar caísse 40%, aumentaria a contratação de 1 mil MW para 1,9 mil MW ao ano. Estava previsto para 2023, mas recomendamos que isto seja revisto já no PDE deste ano e ampliem o protagonismo da fonte na matriz elétrica nacional”, diz Sauaia.

Em 2017 as usinas representaram 85% da produção solar, e 85,5% foi no Nordeste, com destaque para a geração em Tabocas do Brejo Velho e Bom Jesus da Lapa, na Bahia, e de Ribeira do Piauí, no Piauí.

Geração distribuída passa  das 20 mil conexões

O número de conexões de micro e minigeração de energia ultrapassou recentemente as 20 mil instalações no país, de acordo com a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica). O atendimento delas, aliás, já passa de 30 mil unidades consumidoras.

Do total de 21.095 “usinas” geradoras de energia elétrica (dado da última sexta), a fonte disparada mais utilizada pelos consumidores-geradores é a solar, com 20.930 instalações e cerca de 71% potência total de 249 MW, que dá para abastecer mais de 350 mil residências.

O consumo residencial é responsável por quase 60% das conexões; já a classe comercial tem 35% delas.

Os três Estados com mais conexões (MG – 4.517, SP – 4.043 e RS – 2.503)  fazem parte dos 22 que aderiram ao convênio com o Confaz (Conselho Nacional de Política Fazendária), que isenta o pagamento de ICMS sobre o excedente de energia elétrica produzida pelos sistemas de geração distribuída. Ele se tornou possível apenas em 2012, quando a Aneel permitiu ao consumidor instalar pequenos geradores em sua unidade consumidora e trocar energia com a distribuidora local.

A isenção vale para qualquer fonte renovável que gere até 75 kW (microgeração) ou até 5 MW (minigeração). Quando a energia gerada em um mês for superior à consumida, o consumidor fica com créditos (que valem por cinco anos) para abater da fatura dos meses seguintes.

Mudança de lógica

O último [R]evolução Energética, estudo publicado em 2016 pelo Greenpeace Brasil, que mostra o país com 100% de participação de fontes renováveis em sua matriz até 2050, já apontava a mudança de lógica na atual produção, com os consumidores produzindo a própria energia a partir de painéis fotovoltaicos. Na época, eram menos de 3 mil conexões.

Fonte: Metro Jornal | Brunno Brugnolo

IFRN está entre as instituições públicas que mais gera energia limpa no Brasil

O Instituto Federal de Educação Tecnológica do Rio Grande do Norte (IFRN) está entre as instituições públicas que mais geram energia limpa no Brasil. Desde dezembro do ano passado, o IFRN atingiu a meta de instalar usinas solares em todos os 21 campis da instituição e reitoria.

Com isso, todas as unidades somadas têm cerca de 2.139 kWp de potência em energia solar – aquela gerada pela luz do sol por meio de painéis fotovoltaicos – conectada à rede, representando 24% do total de energia elétrica que o instituto consome.

“Considerando todos os geradores fotovoltaicos em operação no IFRN, temos potencial para gerar até 3,36 GWh/ano, o que representaria redução de despesa com energia elétrica da ordem de R$ 1,3 milhão por ano”, explica o professor e diretor acadêmico de Indústria do IFRN, Augusto Fialho.

“É extremamente importante que o Brasil reconheça esta grande realização do IFRN. Uma entidade pública comprovadamente eficiente, e que ainda dá entre tremendo exemplo de modernização e sintonia com os novos tempos, aproveitando localmente a energia solar que o RN proporciona”, celebrou o Diretor-Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates.

Agora que todas as unidades do IFRN possuem geração própria de energia elétrica, a próxima meta será cobrir com fonte renovável, no mínimo, 30% do consumo de cada unidade.

Fonte: CERNE Press

A Força está com a energia limpa: 10 previsões para 2018

Por Angus McCrone, Editor-chefe da Bloomberg New Energy Finance.

É janeiro, o que significa que é hora da BNEF olhar para frente e tentar prever o que vai acontecer em 2018 nos setores de energia e transporte limpos. Por sorte, está passando um novo filme da série Star Wars e eu encontrei o sábio Mestre Yoda no LinkedIn.

Resumidamente, a Força estará com a energia e o transporte limpos neste ano, mas também existe um Lado Negro da Força.

Claro, nem todas as previsões são do Mestre Yoda. Meus colegas analistas da Bloomberg New Energy Finance deram uma mãozinha. Detalhei as previsões deles a seguir, cobrindo energia solar, eólica, armazenamento de energia em baterias, veículos elétricos, mobilidade inteligente, gás na América do Norte, GNL, políticas do governo americano e o dinamismo dos mercados da China e Índia.

Antes, vamos discutir os amplos fatores que podem embalar — ou atrapalhar — o progresso em 2018. A queda consistente nos custos de energia solar e eólica e das baterias de íon de lítio significa que continuarão surgindo oportunidades de mercado para energia limpa, armazenamento limpo e veículos elétricos. Em 2017, foram atingidos novos recordes para as tarifas em leilões de energia renovável ao redor do mundo. Um exemplo foi o valor de US$18,60 por MWh para energia eólica onshore no México, que seria impensável dois ou três anos atrás.

No caso das baterias, calculamos que os preços dos pacotes de baterias de íon de lítio caíram nada menos do que 24% no ano passado, criando a perspectiva, com melhorias adicionais de custos, de os veículos elétricos deixarem para trás, em meados ou no final da década de 2020, os carros convencionais com motor de combustão interna — tanto em termos de investimento inicial quanto de longevidade.

Estudos aprofundados das nossas equipes sugerem que essas tendências de redução de custos continuarão nos próximos anos, graças a economias de escala e avanços tecnológicos. Ainda assim, nenhuma tendência mostra uma linha reta, dada a importância do equilíbrio entre oferta e demanda e dos preços das commodities.

A expansão da economia mundial nos últimos meses também pode ajudar a transição em energia e transporte porque elevou os preços de petróleo e carvão (e, em menor medida, do gás), favorecendo um pouco a competitividade da energia eólica e solar e dos veículos elétricos. A confiança dos investidores em nossos setores vem aumentando discretamente. O WilderHill New Energy Global Innovation Index (NEX), que acompanha o desempenho de aproximadamente 100 ações de empreendimentos de energia e transporte limpo no mundo todo, subiu 28% entre o final de 2016 e o dia 11 de janeiro deste ano.

Mas é aí que entra o Lado Negro da Força. Há motivo para preocupação com alguns dos riscos neste início de 2018 e com movimentos externos que podem impactar a transição energética. Um risco específico é a coexistência instigante de vários anos de pujança do mercado financeiro com o potencial para um choque político ou geopolítico, como, por exemplo, uma colisão entre o presidente Donald Trump e Robert Mueller (o responsável por investigar se houve interferência da Rússia na eleição presidencial dos EUA), um erro de cálculo na Península Coreana ou enfrentamento militar entre Irã e Arábia Saudita.

Também há o risco convencional de mercado. A economia mundial mais saudável aumentou a probabilidade de aperto da política monetária não só nos EUA, mas também na Europa e no Japão. Os juros de longo prazo vêm subindo. A taxa de 10 anos nos EUA saiu de 2% em setembro para mais de 2,5% atualmente. Um movimento maior na mesma direção pode começar a afetar o custo do capital e, portanto, a competitividade relativa de tecnologias de alto investimento e baixa despesa operacional, como energia eólica e solar.

Com esta introdução e a observação nada original de que o progresso da transição em energia e transporte depende do sucessodas principais empresas do ramo e da capacidade dos países de administrar uma matriz energética desafiadora, aqui vão as ‘‘10 previsões para 2018” da BNEF:

1. US$ 330 BILHÕES EM INVESTIMENTOS EM ENERGIA LIMPA, OUTRA VEZ

Os dados da BNEF sobre investimentos em energia limpa em 2017 mostram um valor robusto de US$ 333,5 bilhões, 3% a mais do que o total revisado do ano anterior e 7% abaixo do recorde estabelecido em 2015. Espero valor bastante similar em 2018 porque os fatores que podem contribuir para uma quantia maior parecem bem equilibrados com os fatores que justificariam um investimento menor.

Primeiramente, a redução inclemente do custo de capital dos projetos solares (e, em certa medida, eólicos) significa que a mesma quantia em dólares compra mais gigawatts do que um ano atrás. Os investimentos em projetos eólicos offshore podem ficar aquém dos US$ 20,8 bilhões do ano passado, a menos que projetos na França se acelerem e recebam financiamento em 2018.

Por outro lado, o investimento dos mercados abertos pode ser maior do que a quantia modesta de US$ 8,7 bilhões de 2017, que foi a menor em cinco anos. Isso a menos que o mercado acionário de modo geral se abale. Por exemplo, a fabricante de baterias para veículos elétricos Contemporary Amperex Technology apresentou a documentação para uma operação de abertura de capital de US$ 2 bilhões na bolsa de Shenzhen. Nossa equipe de energia solar prevê crescimento adicional em 2018, assim como a equipe especializada em armazenamento de energia (ver abaixo as previsões específicas para cada categoria). Talvez isso seja suficiente para anular o impacto da redução dos custos de investimento.

(Angus McCrone)

2. ENERGIA SOLAR PASSANDO DE 100GW – E AVANTE!

Em 2018, serão instalados ao menos 107GW de capacidade de energia solar, acima dos surpreendentes 98GW do ano passado. Outros países se estabelecerão como mercados significativos. A China ainda domina as previsões para sistemas fotovoltaicos neste ano, com 47-65GW. No entanto, América Latina, Sudeste Asiático, Oriente Médio e África terão fatias significativas neste ano. Por exemplo, o México deve passar de 3GW em 2018, enquanto Egito, Emirados Árabes Unidos e Jordânia devem ter juntos 1,7-2,1GW.

A expansão da China, que teve extraordinários 53GW adicionados em 2017, ainda é irracional. O mecanismo de subsídios ainda não foi definido e muitos projetos estão sendo construídos antes de garantirem uma ‘cota’ do governo para ter acesso aos subsídios. No entanto, parece que investidores e empresas estatais da China vão erguer esses projetos, presumindo que o governo encontrará uma saída ou que pelo menos oferecerá compensação pela energia, impedindo perda completa.

A China pode introduzir a obrigatoriedade de um crédito de energia renovável em 2018, o que pode solucionar parte a questão da origem dos subsídios. Aproximadamente metade dos projetos novos na China terá conexão com a rede de distribuição, ou seja, são projetos menores com capacidade para vender para consumidores locais. Esses projetos não são sujeitos a cotas, mas são limitados pela capacidade dos grandes desenvolvedores de juntar grandes volumes em contratos pequenos.

(Jenny Chase, responsável pela equipe de energia solar)

3. INSTALAÇÕES DE ENERGIA EÓLICA AUMENTARÃO NOVAMENTE

Globalmente, o total adicionado de projetos de energia eólica – onshore e offshore – foi de 56GW em 2017, pouco acima dos 54GW de 2016, porém bem abaixo do recorde de 63GW atingido no ano anterior. A nosso ver, essa recuperação lenta continuará em 2018, com a chegada de aproximadamente 59GW. Outro recorde provavelmente será atingido em 2019, ao redor de 67GW, com a proximidade do vencimento do crédito tributário nos EUA. China e América Latina devem apresentar crescimento entre 2017 e 2018.

Na categoria offshore, os principais mercados ainda serão Reino Unido, Alemanha, Holanda e China, mas EUA e Taiwan estarão preparando o terreno neste ano para uma série de projetos na década de 2020. Um dos destaques de 2018 será o resultado do leilão com subsídio zero na Holanda para as zonas Hollandse Kust I e II, somando 700MW. Duas empresas confirmaram participação (Vattenfall e Statoil) e esperamos que outras façam o mesmo. A disputa entre concorrentes fortes seria outro sinal da grande melhora da rentabilidade da energia eólica offshore.

(Tom Harries, analista sênior de energia eólica)

4. PREÇO DE BATERIAS DIMINUI APESAR DA PRESSÃO DOS PREÇOS DOS METAIS

Os preços das baterias de íon de lítio continuarão caindo em 2018, mas em ritmo mais lento do que em anos anteriores. Os preços do cobalto e do carbonato de lítio subiram 129% e 29%, respectivamente, em 2017. Isso começará a elevar os preços médios das células em 2018, alimentando muitos relatos de ameaça à revolução dos veículos elétricos e da armazenagem de energia. Apesar disso, esperamos queda de 10-15% do preço médio das baterias devido a economias de escala, tamanhos maiores e melhoria na densidade energética de 5-7% por ano.

A diminuição dos custos de investimento, a maior necessidade de recursos flexíveis e a maior confiança na tecnologia subjacente seguirão embalando a demanda por armazenamento de energia. Globalmente, a instalação de sistemas de armazenamento em 2018 passará de 2GW/4GWh e a Coreia do Sul será o maior mercado pelo segundo ano consecutivo. No entanto, o mercado ainda está frágil e algumas expectativas sobre a velocidade de instalação não são realistas. As baterias são promovidas como a resposta para todos os males das renováveis intermitentes, incluindo a canibalização de preços causada pelo efeito de ordem de mérito, equilíbrio no sistema e restrições de rede. O que determinará a taxa de aceitação são medidas governamentais, não somente a economia. O armazenamento de energia ainda é um tema pouco compreendido por autoridades e profissionais do setor energético. Isso é muito importante porque investir em alternativas, como usinas à base de gás natural com duração prevista acima de 25 anos, vai criar um longo período de bloqueio que limitaria oportunidades para outros recursos flexíveis, como armazenamento, ou resultar em ativos problemáticos mais adiante.

(Logan Goldie-Scot, responsável por armazenamento)

5. VENDAS DE 1,5 MILHÃO DE VEÍCULOS ELÉTRICOS

Serão vendidos no mundo inteiro aproximadamente 1,5 milhão de veículos elétricos em 2018, com a China representando mais da metade do mercado global. Isso representa um aumento de 40% em relação a 2017, uma pequena desaceleração na taxa de crescimento à medida que a China reduz subsídios em preparação para a adoção da cota de veículos elétricos em 2019. A previsão é que as vendas por lá diminuam no primeiro trimestre e se recuperem no resto do ano. A Europa se manterá como segundo maior mercado para veículos elétricos. As preocupações com a qualidade do ar estão aumentando nas capitais europeias e a rejeição ao diesel beneficiará esse mercado. A Alemanha merece especial atenção. As vendas de veículos elétricos dobraram no país em 2017 e podem dobrar novamente em 2018. Na América do Norte, as vendas em 2018 devem chegar a 300.000 unidades, mas a grande dúvida é a Tesla. Se a empresa cumprir as metas de produção, as vendas nos EUA podem ficar muito acima disso.

(Colin McKerracher, responsável por veículos elétricos)

6. CARROS AUTÔNOMOS SE APROXIMAM DA MARCA DE 10 MILHÕES DE MILHAS

Com base na última atualização da Waymo e na nossa análise das atividades de outras companhias, calculamos que, no fim de 2017, os carros da categoria percorreram 8,37 milhões de quilômetros em modo autônomo. No final de 2018, projetamos 13,3 milhões de quilômetros. A maior parte da distância até agora foi percorrida por veículos para teste, mas isso pode mudar em 2018. Os veículos fabricados pela Tesla são os principais candidatos a percorrer maior quilometragem autônoma. A empresa ainda não ativou o pacote “Full Self-Driving” que já está vendendo. E o desempenho do recurso “Enhanced Autopilot” já ativado nos automóveis da Tesla piorou desde o fim da parceria com a Mobileye, em setembro de 2016. Se a Tesla superar esses desafios em 2018, terá liderança da quilometragem autônoma percorrida por carros pertencentes a consumidores privados.

Outra fonte de quilometragem autônoma será a linha de automóveis semiautônomos de Nível 3 que GM, Mercedes, Toyota e VW começaram a vender. A contribuição desses veículos provavelmente será menor do que a da frota da Tesla, uma vez que essas montadoras definiram mais restrições a respeito das circunstâncias em que os consumidores podem usar os recursos de direção autônoma. Os carros pertencentes a consumidores privados podem se tornar grande fonte de quilometragem autônoma em 2018, potencialmente elevando a distância total acumulada de modo totalmente autônomo para acima de 16 milhões de quilômetros (10 milhões de milhas). No entanto, existem riscos associados ao uso equivocado da tecnologia por consumidores – como o acidente fatal envolvendo o Model S, da Tesla, em maio de 2016 – e mais acidentes podem resultar em restrições maiores ao avanço dos veículos autônomos.

(Ali Izadi-Najafabadi, responsável por mobilidade inteligente)

7. AUMENTO ADICIONAL EM PRODUÇÃO DE GÁS E GERAÇÃO NOS EUA

A BNEF estima que o preço do gás natural na Nymex, usando como referência Henry Hub, ficará, na média, em US$3 por milhão de Btu (MMBtu) em 2018, com variações de 10% ao redor dessa média, puxado pela demanda sazonal e por eventos de curto prazo que afetem o mercado. Os mercados de gás natural continuarão evoluindo em 2018, com o aumento da produção nos EUA e da demanda. Nossa expectativa é que a faixa de preços fique próxima ao observado em 2017.

O ano passado foi monumental para a produção nos EUA, quando foi atingido um novo pico de 77,3 bilhões de pés cúbicos (2,19 bilhões de metros cúbicos) por dia (Bcfd), com base em estimativas da BNEF. Isso ocorreu porque os produtores reativaram as plataformas, já que a recuperação de preços e os avanços tecnológicos melhoraram a lógica econômica da produção. Esperamos que essa tendência continue em 2018 — liderada pelas formações de Marcellus/Utica, na região Nordeste do país, e por Permian, no Oeste do Texas —, uma vez que o break-even da produção ficará bem abaixo de US$3/MMBtu. No agregado, a BNEF projeta que a produção de gás natural seco atingirá novo recorde, passando de 80 Bcfd até o fim deste ano.

O consumo e a exportação de gás natural pelos EUA também foram notáveis no ano passado. A recuperação do preço do gás natural, de 18% para uma média em 2017 de US$3,02/MMBtu ajudou a reverter o forte movimento de troca de carvão por gás nos EUA em 2015 e 2016. Para 2018, esperamos que a geração de gás se acelere novamente, em 4% para uma média de 26,6 Bcfd, embora 17GW em novas instalações de energia eólica e solar caminhem para destruir parte da demanda por gás natural. O aumento se deve sobretudo a novos projetos mais eficientes de geração de gás nos EUA, diminuindo ainda mais a presença do carvão na matriz energética. A exportação voltará a desempenhar papel significativo na estabilização da balança e do preço do gás natural, com a chegada de dois novos projetos de liquefação de GNL.

(Het Shah, responsável por gás na América do Norte)

8. COMÉRCIO DE GNL CHEGARÁ A US$ 120 BILHÕES

O mercado global de gás natural liquefeito terá outro ano de expansão significativa. A demanda deu um salto de 10% em 2017 para 285MMtpa – o maior crescimento desde 2011 – e projetamos acréscimo de 7-10% em 2018. Volumes e preços maiores levarão o comércio de GNL para US$ 120 bilhões, valor 15% maior do que o apurado no ano passado. Os fatores mais importantes serão o aumento da demanda na China e a competitividade do GNL (cujo preço é influenciado pelo petróleo e pela cotação de referência Henry Hub) em relação a petróleo e carvão.

O preço spot do GNL na Ásia, região que consome 75% desse combustível, ficou em US$9/MMBtu, na média, no último trimestre de 2017, 35% a mais do que um ano antes, sugerindo um mercado com menos folga no inverno. A China foi o principal determinante. Consumidores industriais e residenciais chineses aceleraram os esforços de troca do carvão pelo gás, ao mesmo tempo em que a demanda por aquecimento no inverno disparava em outras partes do mundo. Em janeiro de 2018, o preço spot subiu ainda mais no Norte da Ásia, superando US$11/MMBtu, provocando dúvidas quanto ao excedente no mercado neste ano. Por um lado, diversos fatores favorecem o aumento da demanda, como o maior consumo na China para melhora da qualidade do ar, a retomada mais lenta do que o previsto das operações nucleares no Japão, novos centros de demanda como Paquistão e Bangladesh e a política energética favorável ao gás na Coreia do Sul. Por outro lado, chegarão ao mercado 35MMtpa em capacidade adicional de liquefação em 2018, indicando que o mercado pode ter mais folga.

(Maggie Kuang, principal analista de GNL para Ásia Pacífico)

9. CARVÃO ESCORRE PELOS DEDOS DE TRUMP

O governo Trump continuará usando todos os estratagemas possíveis para revitalizar a produção de energia à base de carvão nos EUA, mas não vai interromper o inevitável e inexorável declínio de carvão. Não é preciso ir muito longe. Já se sabe que 2018 será o segundo ano com o maior número de desativações de usinas movidas a carvão, com previsão de encerramento de projetos com capacidade somada de 13GW. A primeira semana de janeiro foi especialmente gelada nos EUA, o que pode elevar a métrica de megawatts de carvão por hora, mas a capacidade total ativa de usinas movidas a carvão vai continuar diminuindo. Além disso, em 8 de janeiro, a Comissão Federal Reguladora de Energia dos EUA rejeitou uma solicitação do secretário de Energia, Rick Perry, para que os mercados de energia do país recompensassem usinas nucleares e movidas a carvão pela suposta “resiliência” que proporcionam ao sistema elétrico. A comissão, que se orgulha da sua independência, rejeitou o pedido de Perry por 5 votos a 0, sem inclinações partidárias.

O suporte crítico aos projetos de energia eólica e solar nos EUA ainda vem dos créditos tributários, que sobreviveram praticamente intactos à legislação de corte de impostos do ano passado. Ainda existem questões pendentes sobre o financiamento de projetos após as mudanças fiscais, mas os planos parecem relativamente saudáveis para 2018. No entanto, se Trump optar por tarifas ou outras penalidades sobre células fotovoltaicas fabricadas no exterior, os preços locais para módulos fotovoltaicos podem subir e inviabilizar economicamente uma parcela significativa dos projetos solares planejados nos EUA. Ironicamente, Trump provavelmente justificaria tal medida professando apoio à energia solar, uma vez que duas companhias que fabricam os equipamentos nos EUA estão defendendo as tarifas.

(Ethan Zindler, responsável pelas Americas)

10. CARVÃO DE PARTIDA NA ÍNDIA, CHINA CONSTRÓI PROJETOS SOLARES MENORES

A transição energética continuará a todo vapor nos dois maiores mercados de energia da Ásia, a Índia e a China, embora os dois países enfrentem oportunidades e desafios bem distintos. Na Índia, 2017 foi misto. Foram construídos 12GW em energia renovável, uma quantia decente, mas os novos investimentos em energias limpas diminuíram 20% devido a leilões cancelados e renegociação de contratos. Por outro lado, a Índia também teve um ano ruim em termos de acréscimo de capacidade de combustíveis fósseis em 2017, com um número significativo de projetos atrasados. O tempo entre financiamento e construção de projetos indica que a terceira maior economia da Ásia deve ver apenas 10GW em capacidade renovável construída em 2018. O comissionamento de usinas movidas a combustíveis fósseis chega a 13GW, boa parte referente a projetos não concluídos no ano passado.

No entanto, 2018 será o último ano em que os combustíveis fósseis superam os renováveis na Índia. A partir de 2019, o grau maior de certeza sobre políticas governamentais para renováveis e menos projetos envolvendo carvão significam que a construção de projetos de energia renovável vai superar a de combustíveis fósseis a cada ano. Isso será um marco para um país considerado campo de batalha importante para estabilizar o crescimento global das emissões que causam o efeito estufa.

A empolgação com a energia solar na China continuará em 2018 (ver Previsão 2, acima). Em 2018, a China também chegará a um ponto de transição, no qual construirá mais projetos solares conectados à rede de distribuição do que os projetos maiores, conectados à rede de transmissão, além de dobrar o volume de projetos solares construídos.

A diferença entre os dois — distribuição e transmissão — vai além do tamanho. Os projetos conectados à rede de distribuição envolvem redes de voltagem mais baixa, permitindo que se localizem mais perto dos usuários finais, portanto sujeitos a menos restrições e desperdício de energia. São menores e aproximadamente 70% deles são montados em telhados. Mais importante, o segmento de maior crescimento entre os projetos conectados à rede de distribuição são os sistemas de telhado dedicados a fornecer energia renovável somente para um local específico. Nossa estimativa é que dobrem para 14GW na China em 2018.

(Justin Wu, responsável por Ásia-Pacífico)

Estas foram as 10 previsões da BNEF para 2018. Vamos retornar a essas previsões adiante para verificar onde erramos e acertamos. Nos próximos dias, alguns dos meus colegas publicarão previsões mais detalhadas e fatores a serem monitorados neste ano que começa.

Até lá, desejamos um 2018 feliz e próspero para nossos clientes e leitores. E que a Força esteja com vocês!

Não posso prometer que o Mestre Yoda será um dos palestrantes, mas nunca se sabe…

Fonte: Bloomberg

Setor mineral fecha 2017 com superávit de US$ 23,4 bi, maior dos últimos cinco anos

O comércio exterior do setor mineral, que abrange a mineração – (indústria extrativa, sem petróleo e gás) e indústria da transformação mineral (metálicos, não metálicos e compostos químicos inorgânicos) fechou o ano de 2017 com superávit de US$ 23,4 bilhões, apresentando crescimento de 30%, maior registrado nos últimos cinco anos, refletido, principalmente, pelo aumento das exportações e recuperação dos preços do minério de ferro. As exportações totalizaram US$ 46,4 bilhões e importações US$ 23 bilhões.

Em 2017, o setor mineral participou com 21,3% das exportações brasileiras, que somaram US$ 217,7 bilhões.

Exportação

Em 2017 as vendas externas da mineração US$ 24 bilhões (apenas minérios), representaram 51,7% do total das exportações do setor mineral, e 11% das exportações brasileiras.

Os embarques de minério de ferro, principal item dessa pauta, aumentaram em 2,5%, passando de 366,2 milhões de toneladas em 2016 para 383,5 milhões toneladas em 2017, enquanto a receita gerada com essas vendas cresceu 44,5%. O minério de ferro participou com 80% das exportações da mineração; 41,4% do setor mineral e 8,8 % das exportações brasileiras, em 2017.

A tabela a seguir mostra o desempenho dos principais componentes das exportações da mineração.

Sem título

Importação

Em 2017, as importações da mineração totalizaram US$ 7,8 bilhões, apresentando crescimento de 44% em relação a 2016justificado pelo aumento, tanto dos preços como volume das exportações de carvão metalúrgico e potássio.

Sem título

Fonte: Ministério de Minas e Energia

Veja o que dizem especialistas sobre o ingresso do Brasil na IRENA

Abrir espaço para o Brasil colocar suas pautas na área de energias renováveis em contexto com as discussões que estão sendo feitas globalmente. Esse é o principal benefício defendido por especialistas ouvidos pela E&P Brasil sobre o ingresso do país na Agência Internacional de Energia Renovável (“International Renewable Energy Agency”, IRENA).

Na última sexta-feira, o Ministério das Relações Exteriores informou que solicitou ingresso à IRENA . “A iniciativa é demonstração da importância que o Brasil devota às energias renováveis, ao combate à mudança do clima e ao desenvolvimento sustentável, bem como ao engajamento construtivo na governança internacional”, disse o ministério em nota.

O que é a IRENA?

A IRENA foi criada em 2009, com sede em Abu Dhabi. Atualmente, conta com 154 estados membros, além de 26 estados em adesão. É uma organização intergovernamental que apoia o desenvolvimento de energias renováveis nos países membros, bem como a redução de emissões de gases de efeito estufa . A agência teve como foco o fomento às tecnologias eólica e solar produzidas nos países desenvolvidos. A partir de 2011, passou a considerar os bicombustíveis e a energia hidráulica no escopo dos seus trabalhos. A alteração estimulou o ingresso de países em desenvolvimento, como a África do Sul, Índia e China.

E o que dizem os especialistas?

Clarissa Lins, da Catavento Consultoria

A decisão do governo brasileiro de aderir à Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA) representa mais um passo na direção de integrar o país ao círculo relevante de debate internacional na área de energia. Sem dúvida, o perfil energético diversificado de nossas matrizes, tanto energética quanto elétrica, nos posiciona de maneira diferenciada no panorama global. Se levarmos em conta a intenção já declarada do governo de estimular maior penetração das energias solar e eólica, bem como de biocombustíveis, faz todo sentido o Brasil participar ativamente das discussões internacionais, beneficiando-se de um ambiente de troca de experiências e práticas. O MME dá mais uma demonstração de que a melhor maneira de aumentar a competitividade brasileira passa por maior exposição internacional.

Jean-Paul Prates – Diretor-Presidente do CERNE – Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia

“Considero um passo natural, para o Brasil. Afinal, há dez anos atrás, iniciamos um processo inédito de leilões reversos que vem ensinando ao mundo como incentivar a geração de fontes antes ditas “alternativas” sem subsídios diretos. Além disso, dentre as grandes economias do mundo, o Brasil é a matriz energética mais renovável. Portanto, o Brasil tem muito a contribuir, e também tem muito a aprender com os importantes projetos globais e estudos da Agência Internacional de Energia Renovável.

Felipe Nabuco – Analista Ambiental do Ibama e mestre em Análise e Modelagem de Sistemas Ambientais 

Acredito que seja um passo importante para a expansão da matriz elétrica brasileira e para o alcance das metas assumidas pelo país no Acordo de Paris, em especial a que se refere a ampliar o uso de fontes renováveis, além da energia hídrica, para 28% a 33% até 2030. Entendo que temos muitas lacunas regulatórias e técnicas, muito na área ambiental, que a atuação da IRENA pode nos proporcionar oportunidades de aprendizado, cooperação e investimentos.

Maurício Tolmasquim, professor da Coppe e ex-presidente da EPE

É uma iniciativa boa e importante. O Brasil, como tem uma matriz renovável, pode ter um papel de destaque nesse mundo. É uma vitrine para apresentar sua matriz energética, já que poderá participar de fóruns e discussões importantes. Também permite ao país ajudar e influenciar em políticas para renováveis no mundo. Pode colocar suas pautas como questões globais

Rodrigo Lopes Sauaia – Presidente Absolar

O Brasil passa a poder acessar fóruns técnicos e especializados e debates sobre as diferentes fontes renováveis. Passa a poder influenciar o desenvolvimento de propostas no âmbito da Irena, buscando a expansão das fontes renováveis no mundo. Passa também a poder aprender com as boas práticas com a experiência de outros países e passa a contar com o suporte da Irena para o acesso à financiamento de qualidade que podem ajudar na aceleração do uso das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira. A adesão é um passo muito importante por questões práticas, também por questões políticas e de posicionamento no mercado internacional e pela oportunidade técnica que isso representa ao Brasil.

Fonte: E&P Brasil

Bioeconomia: uma tendência global?

Para proteger meio ambiente, países como Finlândia e Canadá apostam em modelo econômico baseado na sustentabilidade. Mas potencial da bioeconomia está longe de ser aproveitado em boa parte do mundo, inclusive no Brasil.

Com refinarias e uma alta chaminé como pano de fundo, grandes amontoados de lenha recepcionam os visitantes da fábrica de bioprodutos Äänekoski Metsä. Localizada na região central da Finlândia, ela é a maior fábrica do tipo no Hemisfério Norte.

Na verdade, ela é mais que uma fábrica, ela reúne todo um ecossistema de empresas que ganham dinheiro a partir de árvores como pinheiro, bétula e píceas, todas típicas de países com clima temperado. As toras de madeira são trazidas diariamente por caminhões e vêm de florestas do país gerenciadas de forma sustentável.

Reaberta em agosto de 2017, a fábrica de polpa de celulose do grupo Metsä já existe há 35 anos. Trata-se de uma parceria público-privada e é, de longe, o maior investimento já feito pela indústria florestal finlandesa. Ela é também um ótimo exemplo da tendência crescente de se apostar na bioeconomia, defendida tanto por legisladores quanto pela indústria como opção para reduzir a dependência do país de combustíveis fósseis.

Transformando lixo em lucro

Atualmente, a produção da fábrica não se restringe apenas à polpa de celulose, mas a uma ampla gama de produtos feitos a partir de materiais que antes eram categorizados como lixo.

A capacidade de processamento anual da fábrica é de 6,5 milhões de metros cúbicos de madeira, que são então transformados em 1,3 milhão de toneladas de polpa de celulose. A venda dessa polpa para Europa e Ásia representa aproximadamente 90% do faturamento.

Além disso, companhias parceiras da Metsä refinam subprodutos da produção de celulose, como tall oil e terebentina, e ainda produzem biocombustíveis sólidos a partir da casca dos troncos das árvores e da serragem.

“Nós introduzimos novos produtos, como o ácido sulfúrico, o biogás e um novo tipo de pellet de biocombustível e biocompósitos”, explica o vice-presidente da Metsä, Niklas von Weymarn.

À parte dos produtos já citados, a fábrica gera mais um produto final: eletricidade. A expectativa é que, assim que atingir sua capacidade máxima de produção – o que deve ocorrer ainda este ano – ela esteja gerando 1,8 terawatt de energia livre de combustíveis fósseis anualmente. Esse valor é equivalente a 2,5% da produção de energia de toda a Finlândia e seria suficiente para aquecer cerca de 100 mil casas.

O que é bioeconomia?

Não há uma definição única do que é bioeconomia, pois ela abarca uma grande variedade de setores que estão adotando usos altamente tecnológicos de processos biológicos e de materiais orgânicos.

“A bioeconomia é uma mudança de paradigma. Basicamente, é uma economia baseada na vida”, afirma Marc Palahi, diretor do Instituto Florestal Europeu.

Palahi destaca que o petróleo não é apenas usado para energia, mas também para a produção de uma variedade de produtos e materiais, desde plásticos até tecidos. Entre os exemplos de produtos da bioeconomia em que petroquímicos são substituídos por matéria orgânica estão desde tecidos produzidos a partir do leite até plásticos feitos a partir de algas ou de casca de camarão.

O termo bioeconomia também é utilizado para se referir a usos já mais tradicionais de matérias-primas naturais, como a madeira, que pode ser utilizada em construções no lugar do aço-carbono e do concreto.

“[Na bioeconomia], se utiliza biomassa ou recursos renováveis vindos da natureza para produtos e serviços, em vez de utilizar materiais não renováveis, como petróleo e carvão”, afirmou Lauri Hetemäki, diretor-assistente do Instituto Florestal Europeu, em seu discurso na Cúpula de Investimento em Bioeconomia, realizada em 2017 na cidade de Helsinque.

Quando se fala em bieconomia é muito frequente que se fale também de economia circular, visto que com a bioeconomia é possível reciclar subprodutos da agricultura e da manufatura, utilizando resíduos como matéria-prima.

A fábrica finlandesa do grupo Metsä, por exemplo, é pioneira no uso do lodo gerado na produção da polpa de celulose para fazer pellets, um tipo de biocombustível. Esses pellets produzidos podem ser convertidos em até 20 gigawatts de biogás por ano. Isso seria suficiente para abastecer cerca de 1,8 mil carros.

Além disso, a Metsä também abastece empresas em outras localidades, como uma refinaria de tall oil dos EUA que produz substâncias químicas para tintas, marcação de estradas e produtos farmacêuticos e que, sem isso, utilizariam matérias-primas obtidas de combustíveis fósseis.

Ganhando força no mundo

A União Europeia abraçou a bioeconomia com entusiasmo, tendo lançado sua primeira estratégia bioeconômica em 2012. Atualmente, no entanto, a bioeconomia já está se tornando um tema quente por todo o globo.

“Hoje nós temos mais de 50 países e regiões no mundo que possuem estratégias bioeconômicas nacionais e regionais”, afirmou à DW o ex-diretor da Comissão Europeia e conselheiro do Governo Alemão para Bioeconomia, Christian Patermann. “É um grande sucesso, que não esperávamos.”

Além da Finlândia, que estabeleceu a Estatégia Finalndesa de Bioeconomia tendo em vista uma economia sustentável, outro exemplo disso é o Canadá. Todas as províncias canadenses assinaram recentemente o Quadro Pan-Canadense sobre Crescimento Limpo e Mudança Climática, abrindo caminho para um potencial boom bioeconômico.

“O mundo inteiro está colocando em prática uma economia de baixo carbono e, definitivamente, bioprodutos são uma forma de atingir tal objetivo”, afirma Judith Bossé, diretora geral de Recursos Naturais do Canadá. “Por isso, há muito interesse [na bioeconomia] neste momento.”

Defensores afirmam que outros países, como Brasil, China e Índia ainda estão distantes de compreender todo o potencial da bioeconomia.

Um grupo industrial indiano de biotecnologia estimou o valor da bioeconomia do país em mais de 30 bilhões de euros (116 bilhões de reais) em 2015. Porém, mais da metade dessa quantia se referia ao setor biofarmacêutico, que produz drogas com materiais naturais e que, portanto, não envolve essencialmente nem redução do uso de combustíveis fósseis nem reciclagem ou economia circular.

“A Índia tem que focar mais em pesquisa e investir em [energias] renováveis”, afirmou Hemanathan Kumar, pesquisador indiano na Universidade Jyväskylä na Finlândia com pós-doutorado em bioeconomia.

Kumar vê com bons olhos um novo projeto em bioeconomia planejado pela Corporação Indiana de Petróleo e pela empresa de reciclagem de carbono LanzaTech. Juntas elas pretendem construir a primeira usina de conversão de gás em bioetanol do mundo. O plano é utilizar enzimas para converter as emissões de resíduos de gás das refinarias tanto em eletricidade quanto em combustíveis. E, com isso, reduzir a emissão de carbono.

O futuro da bioeconomia

De acordo com Weyman, a fábrica Metsä é “carbono-negativa”, isso porque ela utiliza madeira de florestas sustentáveis em seu processo produtivo. A cada árvore derrubada para ser usada na fábrica, outras três são plantadas.

Ainda assim, a fábrica finlandesa é independente de combustíveis fósseis apenas em suas premissas, já que, para chegar até lá, a matéria-prima da fábrica, a madeira, é transportada em caminhões movidos a diesel. Essa é uma realidade que o grupo Metsä pretende mudar.

“Para melhorar essa situação, nós discutimos com as montadoras de caminhões sobre [desenvolver] veículos movidos a biogás e, então, começaremos a produzir biogás na fábrica”, disse Weyman. “Dessa forma, no futuro, uma parte significativa do transporte também poderia ser baseada em biocombustíveis.”

Porém, segundo Hetemäki do Instituto Florestal Europeu, para de fato se distinguir como uma pioneira da bioeconomia, pelo menos 50% do faturamento da fábrica deve corresponder a bioprodutos gerados a partir de resíduos em vez de vir da polpa de celulose em si. Atualmente, contudo, esse valor está na marca dos 10%.

“Você deveria repetir essas perguntas daqui a dez anos, para verificar se essa pretensão de gerar bioprodutos inovadores em redes a partir de resíduos, se concretizou”, conclui ele.

Fonte: Deutsche Welle

POTIGÁS: é o momento certo de vender?

Jean-Paul Prates*
21/JAN/2017
Diante das proposições do Governo do Estado quanto a venda de ativos estaduais, perguntam-me reiteradamente sobre a venda da Potigás.

Potigás
O Governo do Estado do Rio Grande do Norte detém, atualmente, 17% das ações da Potigás, que é a empresa concessionária exclusiva para distribuição de gás canalizado no Estado. Os demais 83% pertencem à Gaspetro (Petrobras 51%/49% Mitsui), que possui participação societária em dezenove  companhias estaduais de distribuição de gás natural no Brasil.

Dividendos
A Potigás é uma empresa superavitária que repassa anualmente dividendos para o Governo do Estado, na qualidade de seu acionista direto. Seus funcionários são todos celetistas, portanto não fazem parte da folha de servidores do Estado e não impactam as despesas do IPERN.

Funcionários
Segundo carta aberta veiculada pelo corpo de funcionários da Potigás em 10/01/2018, considerando a proporção da participação do Estado no seu capital social, “uma possível venda renderia cerca de R$ 9 milhões, segundo o último balanço patrimonial da companhia”. Além disso, segundo os funcionários da empresa, o valor referente à distribuição de dividendos ao Estado, pela Potigás, em até cinco anos, deve superar o montante que seria arrecadado com tal venda.

Pressa
Acrescento que, diante do estado de desespero em que se encontram o governo estadual e alguns parlamentares estaduais seguidores, em vista do calendário eleitoral, a venda provavelmente seria caracterizada por um processo expedito e temerário de avaliação e concorrência pública.

Preferência
Em primeiro lugar, o tempo é curto para aplicação do possível exercício de preferência pelos sócios já participantes da empresa sem prejuízo para o Estado. Este não é um processo simples, pois as condições de venda devem ser as mesmas oferecidas ao público, e se a avaliação dos ativos não é bem feita pode provocar inúmeras ações contestatórias.

Passivos e Riscos
Em segundo lugar, porque qualquer que seja o comprador, se ele não tiver condições técnicas e temporais para realizar a avaliação de todos os detalhes e riscos de tal aquisição, poderá impor cláusulas condicionantes de desconto do preço que poderiam fazer com que, ao final, o Estado receba NADA ou muito pouco pela venda!

A seguir, teço algumas considerações adicionais sobre o risco da pressa ao vender este ativo, em específico.

Progás (RN Gás Mais)
Esse subsídio de gás nunca foi do Governo do Estado e nem da Potigás, e sim da Petrobras – que, aliás, sempre quis se livrar dele. Para recapitular: o Progás era uma troca financeira entre o Governo do Estado e a  Petrobras, em que o Governo quadruplicou o preço das licenças ambientais para perfuração de poços de petróleo em troca de a Petrobras reservar gás por preço menor que o mercado para prover-se incentivo à industrialização do Estado.

Gás Incentivado
No início, o Progás foi concebido para “reservar” 1,1 milhão de metros cúbicos por dia de gás natural para o incentivo às industrias, mas o Progás nunca conseguiu passar de 150 mil metros cúbicos por dia de consumo.

Saque
A dada altura, num desses reiterados momentos de desespero financeiro, o governo estadual percebeu que havia um saldo de dinheiro acumulado em licenças da Petrobras junto ao IDEMA e raspou o tacho, como sempre. Era o dinheiro do Progás, e a Petrobras ficou sem receber – gerando-se uma dívida até hoje alegada pela petroleira.

Abacaxi
Ou seja, o Progás foi desvirtuado, a Petrobras ficou com o abacaxi, e a boa intenção de atrair indústrias com gás subsidiado foi extraviada.

Desestímulo à perfuração
O mecanismo era, em si, incongruente: onerou a busca de novas reservas de gás enquanto o vendeu gás a preços subsidiados para os clientes de maior escala!  A conta não fechava, a não ser que a Petrobras realmente estivesse bancando o negócio; e isso nós sabemos que ela não pode e não quer fazer.

Novo nome, padrinho pobre
Hoje em dia, a não ser que o próprio Governo do Estado banque o subsídio (coisa também impossível), o potencial de atrair novas empresas com o Progás (ou seu sucessor rebatizado de RN-Gás-Mais) é mínimo.

Revisão Urgente
Mais uma razão para que este incentivo, bem como todos os outros, inclusive o PROADI, sejam completamente revistos e reimplementados. Devem ser re-direcionados para empresas locais, que sustentam a riqueza das regiões, e, no caso do gás e da energia renovável, principalmente para as atividades que hoje impõem real ameaça de desertificação ou outros danos ambientais por buscar fontes de calor e energia na biomassa (lenha) ou na queima de combustíveis mais poluentes. É o caso das cerâmicas,  da mineração e da carcinicultura – entre outras, por exemplo.

Parâmetros obsoletos
Além disso, não é possível mais se ter programas de incentivo fiscal à atividade industrial com base apenas no que se diz que vão gerar de empregos. Mas essa é uma outra discussão, que passa por novos critérios como investimento em infra-estrutura, capacitação, interiorização, preservação ambiental etc, já que a própria reforma trabalhista e a terceirização tornou esta estatística de “empregos gerados” bem relativa.

Saldo
Então o que aconteceu, ao longo dos mais de 20 anos de Progás? O Progás (RN-Gás-Mais) praticamente acabou. Não tenho números atuais porque acho que têm até inibição de divulgarem isso, mas creio que são menos de 8 empresas beneficiárias e não sei se alguma entrou nos últimos 3 anos. Além dele ter contribuído para a decadência da exploração e produção de petróleo e gás no nosso Estado ao longo das décadas de 90 e 2000 – já que os altíssimos preços das licenças ambientais coibiram muito o investimento nesta área – o Progás criou várias crises de saldo junto à Petrobras pois as contas de compensação não tiveram controles consistentes, e a todo tempo surgem divergências sobre quem está devendo para quem. Volta e meia, a Petrobras brande uma conta milionária à Potigás e algum dia vai querer tomar o restante de ações da empresa sem pagar, em troca da dívida – se comprovada.

Repassador 
A Potigás era um mero repassador do Gás Incentivado do Progás (nunca teve a possibilidade de gerenciá-lo), e se beneficiava de registrar vendas de volumes grandes, que, num monopólio local, significam a compensação necessária para se poder investir em áreas não tão rentáveis – como malha residencial, interiorização, etc. Nestas condições, o Progás era bom para a Potigás – embora fosse, como demonstrei, insustentável.

Investimento
Mesmo apesar de ter esta receita extra no papel, causando inveja às outras distribuidoras estaduais, a empresa sempre teve muitas dificuldades de investir, primeiro porque havia sócios privados descapitalizados, depois porque a Petrobras já não dispunha de gás na região para “massificar” suas vendas, finalmente por causa da raspagem que foi feita no próprio saldo do Progás pelo Governo.

Ativo 
A Potigás dispõe de um grande ativo: uma equipe técnica e um staff administrativo competente, unido e experiente. Isso vale muito, para um novo sócio-comprador. Tem alguma estrutura de distribuição bem planejada e aparentemente bem construída, e é só. O comprador terá que se haver com muitas distorções tarifárias históricas, e com o fato de o suprimento de gás natural ser quase uma incógnita para fins de planejamento de expansão no RN.

Mitsui
Sim, a Mitsui é a principal (e talvez única) candidata interessada, dada a sua participação bem sucedida na maioria das empresas similares na nossa região. Equipes da empresa japonesa já visitaram a Potigás diversas vezes, inclusive em 2016 e 2017. A Mitsui foi a compradora de 49% da Gaspetro, em 2015.

Momento
É um bom momento para vender? Claro que não! Em primeiro lugar, porque o vendedor está desesperado, e os potenciais compradores sabem disso pois acompanham as notícias sobre o Estado. Ninguém faz uma venda por bom preço quando está desesperado por dinheiro. Em segundo lugar porque a Potigás tem várias questões mal resolvidas que importarão em “descontos provisionais” que podem significar uma venda a preço zero ou até negativo! Além do alegado saldo do Progás em favor da Petrobras (mais de R$ 200 milhões, segundo os últimos cálculos que vi em 2015), tem outras questões em aberto como a tarifa de distribuição que deveria incidir sobre as vendas de gás para a Termoaçu (ao menos quanto aos volumes utilizados para gerar energia para o mercado) que nunca foi cobrada.

Incerteza
Portanto, em conclusão: o momento é ruim, o vendedor está desesperado e o ativo é nebuloso. Pode aparecer comprador? Sim, claro. Oportunistas estão por toda parte, e fazem o que se espera deles. Mas certamente a venda não será um bom negócio, pois o ativo sequer foi preparado para venda, saneado de uma série de inconsistências, avaliado condignamente e submetido a um planejamento estratégico com novas metas realistas e considerando o mercado atual no RN. As cláusulas contingenciais desta venda serão tantas e de tal valor que arriscamos a simplesmente entregar a empresa em troca de alegadas e judicializadas dívidas.

CERNE e prefeito de Santana do Seridó discutem potencial energético do município

O Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE) recebeu, na manhã desta segunda-feira (22), o prefeito do município de Santana do Seridó, Hudson Brito. Ele solicitou informações sobre o potencial energético eólico e solar do município. A reunião contou com a presença do Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates, e o corpo técnico da entidade.

Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates, e o prefeito de Santana do Seridó, Hudson Brito discutem possíveis áreas com potencial energético eólico ou solar. (Foto; CERNE Press)

Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates, e o prefeito de Santana do Seridó, Hudson Brito discutem possíveis áreas com potencial energético eólico ou solar. (Foto; CERNE Press)

O Prefeito teve acesso às algumas informações contidas no banco de dados georreferenciado do CERNE, que mostrou um mapa da região onde a cidade está localizada e as possíveis áreas de potencial para instalação de torres eólicas e painéis fotovoltaicos.

“Com base nessas informações vamos partir para a análise, em conjunto com a prefeitura, as medidas práticas que podem ser tomadas para que o município ajude os proprietários de terras e empresas à desenvolverem projetos de geração de energia renovável em Santana do Seridó e municípios vizinhos”,  afirmou Prates.

Corpo técnico do CERNE apresenta dados georreferenciados da região onde está situado o município de Santana do Seridó. (Foto: CERNE Press)

Corpo técnico do CERNE apresenta dados georreferenciados da região onde está situado o município de Santana do Seridó. (Foto: CERNE Press)

Santana do Seridó 

O município está localizado na região do Seridó do Rio Grade do Norte. De acordo com estimativa do IBGE  no ano 2016, sua população é de 2.688 habitantes e a área territorial de 188 km². A cidade está situada a 304 metros de altitude e faz divisa com os municípios de Equador, Ouro Branco, Parelhas, São José do Sabugi.

Fonte: CERNE Press

Ceará: capacidade eólica instalada avança 10,6%

A produção de energia eólica do Ceará em operação comercial no Sistema Interligado Nacional (SIN), entre janeiro e novembro do ano passado, cresceu 6,6% em comparação a igual período de 2016, atingindo 697,29 megawatts (MW) médios. Ao fim de novembro de 2017, o Estado chegou a 2.349,24 MW de capacidade instalada, avanço de 10,6% em relação a igual período do ano anterior.

Os dados, divulgados ontem, são da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Com isso, o Ceará permanece em terceiro lugar dentre os estados que mais geraram energia eólica de janeiro a novembro de 2017 e também entre os que atingiram as maiores capacidades instaladas do País.

A CCEE indica que o Rio Grande do Norte segue na liderança da produção eólica no País com 1.460,75 MW médios de energia no período, aumento de 22,6% na comparação anual. Em seguida, aparece a Bahia com 900 MW médios produzidos (29,3%). Atrás do Ceará, o terceiro colocado, figurou o Rio Grande do Sul com 625,94 MW médios (20%) e o Piauí com 528,07 MW médios (59,9%).

Os dados de novembro confirmam ainda o Rio Grande do Norte como o Estado a maior capacidade instalada, somando 3.495,25 MW, alta de 12,8% em relação a igual mês de 2016. Em seguida aparece a Bahia com 2.349,24 MW (34,2%). Após o Ceará, figuraram, mais uma vez, o Rio Grande do Sul com 1.777,87 MW (12,8%) e o Piauí com 1.443,10 MW (66%).

Oportunidade

A presidente executiva da ABEEólica, Elbia Gannoum, destaca que o Ceará tem a mesma competitividade que os demais situados no Nordeste em geração de energia eólica. Para que o Estado volte a atingir o topo dos rankings no setor, a presidente destaca que o governo estadual “em feito um trabalho muito importante para atrair muitas fábricas. Agora, é só uma questão de oportunidade. Tem que haver mais leilões”.

Brasil vai ingressar na Agência Internacional de Energia Renovável

Entrada do país na Irena vai traz participação ativa em debate internacional sobre renováveis. Para presidente da EPE, país entra na elite mundial do tema

A Comissão Interministerial de Participação em Organismos Internacionais do Governo Federal aprovou na última quarta-feira, 17 de janeiro, o início do processo de adesão do Brasil à Agência Internacional de Energia Renovável. O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, destacou a importância da iniciativa ao lado do presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Luiz Barroso, que estava em Abu Dhabi na 8º Assembleia Geral da Irena.

De acordo com Coelho Filho, o Brasil é um dos melhores exemplos da substancial representatividade das energias renováveis na matriz, tanto elétrica quanto energética. Para ele, o país pode contribuir muito com a agência e seus países membros. Como país membro, haverá uma participação mais ativa do debate sobre temas relevantes da agenda energética internacional, bem como o benefício das ferramentas e iniciativas desenvolvidas pela Irena.

O ministro ainda lembrou que a Irena vem realizando um importante trabalho desde sua fundação, há apenas 9 anos, período em que logrou estabelecer-se como autoridade global em energia renovável, e criou um relevante ambiente de debate das políticas de energias renováveis, incluindo os biocombustíveis, em nível mundial. São 152 países membros e cerca de 30 países em processo de adesão, como o Brasil.

A Assembleia da Irena ocorrida nos dias 13 e 14 de janeiro teve como temas centrais a discussão de políticas públicas para integração de renováveis e eletrificação da mobilidade. O presidente da EPE, Luiz Barroso, que representou o Brasil pelo segundo ano no encontro, avaliou a importância da entrada do país na agência, definindo-a como mais uma ação da gestão do ministro Coelho Filho na internacionalização do país e no debate sobre renováveis. O Brasil também já havia se associado à Agência Internacional de Energia.

Segundo ele, o Brasil é pioneiro em uma série de políticas para inserção de energia renováveis que foram posteriormente referências para vários países. A participação do Brasil na Irena vai colocar o país na elite mundial da nova onda de discussões, exportando e importando o melhor do conhecimento sobre o tema. “Teremos a chance de aumentar o diálogo e a troca com outros países, visando ensinar aquilo que for possível e aprender sempre e com isso melhorar as políticas públicas de renováveis no país visando mais eficiência e ganhos ao consumidor final”, afirma.

As associações do setor comemoraram a entrada do Brasil na Irena. Para o presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar e Fotovoltaica, Rodrigo Sauaia, cada vez mais a importância da agência de renováveis vem sendo notada como um fórum altamente qualificado para o debate e a aceleração da inserção das renováveis. “A Irena é um fórum extremamente importante porque ela concentra um braço técnico altamente qualificado que avalia, faz projeções do envolvimento dos setores e dos mercados de energias renováveis”, explica. O acompanhamento de dados como o número de empregos gerados pelas fontes renováveis no mundo foi outro aspecto citado pelo presidente da associação. Sauaia ressaltou ainda o papel que a Irena como fomentador do setor financeiro, viabilizando o acesso a recursos sem os quais os projetos não conseguiriam se desenvolver.

Em nota à imprensa, Sauaia disse que o ingresso na associação representa um importante passo em favor do desenvolvimento das energias renováveis no país e uma grande oportunidade para o Brasil, que é referência mundial em energias renováveis, de compartilhar seu conhecimento e experiências. Para ele, agora há uma oportunidade única de posicionar o Brasil e o setor fotovoltaico brasileiro como protagonista nas iniciativas desenvolvidas pela Irena, de maneira que o país possa incorporar as melhores práticas internacionais.

Na Associação Brasileira de Energia Eólica, o ingresso na Irena foi visto como um grande avanço para as energias renováveis de baixo impacto, como a energia eólica, na opinião da presidente executiva da associação, Élbia Gannoum. A fonte renovável tem batido sucessivos recordes de geração e vem dominando os leilões de energia nos últimos anos, conquistando espaço significativo na matriz. De acordo com ela, fazer parte da agência irá colocar o Brasil em um novo patamar de maturidade perante a comunidade internacional.

A executiva da ABeeólica acredita que o Brasil tem muito a contribuir nas discussões da Irena, já que tem mais de 500 parques eólicos em operação e produtividade bem acima da média mundial. Segundo ela, o Brasil tem muito a ganhar com o aprendizado de outros países e certamente vai se beneficiar muito do conhecimento que a agência tem acumulado.

A Agência teve como foco o fomento às tecnologias eólica e solar produzidas nos países desenvolvidos. A partir de 2011, passou a considerar os bicombustíveis e a energia hidráulica no escopo dos seus trabalhos. A alteração estimulou o ingresso de países em desenvolvimento, como a África do Sul, Índia e China. A participação brasileira na Irena contribuirá para a Plataforma Biofuturo, iniciativa do Ministério das Relações Exteriores, que conta com a participação do MME. As ações do MRE no campo internacional estão compatíveis com o Programa RenovaBio.

Investimentos em energia renovável crescem 10% no Brasil

A América Latina atingiu níveis recordes de investimento em energia limpa em 2017, ano em que atraiu US$ 17,2 bilhões, um aumento de 65% em relação a 2016. O crescimento foi impulsionado principalmente por Brasil e México, que juntos captaram US$ 12,4 bilhões, ou 72% do total. Os dados constam do relatório Bloomberg New Energy Finance (BNEF), divulgado nesta terça-feira (16).

No Brasil, a alta de 10% nos investimentos em energia renovável pode ser atribuído, em parte, a retomada dos leilões do setor, principalmente no final do ano passado, depois de uma pausa de dois anos. Por meio desses certames foram contratados novos projetos das fontes eólica e solar.

Na Bahia, por exemplo, um dos empreendimentos contratados no leilão A-6 foi o parque eólico Morro do Chapéu II (78 MW), que será construído pela Enel Green Power Brasil na cidade homônima. A expectativa é de que a planta gere cerca de 380 GWh de energia renovável por ano. “É uma extensão do parque eólico Morro do Chapéu Sul (172 MW), com o qual o novo projeto irá compartilhar a mesma infraestrutura de conexão”, explica a empresa.

A extensão de 30 MW do já operacional parque eólico Delfina (180 MW), também da Enel, ficará no município de Campo Formoso. A nova planta será capaz de gerar por ano mais de 160 GWh de energia renovável.

Números globais 
De acordo com o relatório da Bloomberg, o investimento mundial em energia limpa totalizou US$ 333,5 bilhões no ano passado, uma alta de 3% em relação a 2016, o que representa o segundo maior aporte anual da história, levando o montante acumulado desde 2010 para US$ 2,5 trilhões.

“O total de 2017 é ainda mais notável se considerarmos que os custos de capital da tecnologia líder – a solar – continuam em queda acentuada. No ano passado, os custos por megawatt dos sistemas fotovoltaicos de grande escala foram 25% menores em relação aos de dois anos atrás”, destaca Jon Moore, diretor executivo da BNEF. No ano passado, os custos por megawatt dos sistemas fotovoltaicos de grande escala foram 25% menores em relação aos de dois anos atrás”.

Mundialmente, os investimentos em energia solar somaram US$ 160,8 bilhões em 2017, 18% a mais em relação ao ano anterior mesmo com as reduções de custo. Pouco mais da metade desse total, US$ 86,5 bilhões, foi empregado na China. Esse montante é 58% superior ao de 2016, com uma capacidade instalada adicionada de geração de energia fotovoltaica de 53GW em 2017, contra os 30GW em 2016.

Investimento por país 
No total, a China investiu US$ 132,6 bilhões em tecnologias de energia limpa, montante que representa um salto de 24% e um novo recorde. O segundo país que mais investiu foram os EUA, com US$ 56,9 bilhões, montante 1% superior ao de 2016, não obstante a menor simpatia demonstrada pela administração Trump em relação às fontes de energia renovável.

Financiamentos de grandes projetos eólicos e solares resultaram em um investimento de US$ 9 bilhões na Austrália, alta de 150%, e de US$ 6,2 bilhões no México, alta de 516%. Por outro lado, o Japão viu seus investimentos caírem 16% em 2017, para US$ 23,4 bilhões. Na Alemanha, os investimentos decresceram 26%, para US$ 14,6 bilhões; no Reino Unido, os investimentos reduziram 56% devido a mudanças na política de apoio, totalizando US$ 10,3 bilhões. No total, a Europa investiu US$ 57,4 bilhões, representando uma queda de 26% em relação ao ano anterior.

A seguir, os investimentos totais de 2017 dos países que investiram pelo menos US$ 1 bilhão em energia limpa:

Índia US$ 11 bilhões, queda de 20% em relação a 2016
Brasil US$ 6,2 bilhões, alta de 10%
França US$ 5 bilhões, alta de 15%
Suécia US$ 4 bilhões, alta de 109%
Holanda US$ 3,5 bilhões, alta de 30%
Canadá US$ 3,3 bilhões, alta de 45%
Coreia do Sul US$ 2,9 bilhões, alta de 14%
Egito US$ 2,6 bilhões, alta de 495%
Itália US$ 2,5 bilhões, alta de 15%
Turquia US$ 2,3 bilhões, alta de 8%
Emirados Árabes Unidos, US$ 2,2 bilhões, um montante 23 vezes maior
Noruega US$ 2 bilhões, queda de 12%
Argentina US$ 1,8 bilhão, alta de 777%
Suíça US$ 1,7 bilhão, queda de 10%
Chile US$ 1,5 bilhão, alta de 55%
Áustria US$ 1,2 bilhão, alta de 4%
Espanha US$ 1,1 bilhão, alta de 36%
Taiwan US$ 1 bilhão, queda de 6%
Indonésia US$ 1 bilhão, alta de 71%

Investimento por setor 
Como mencionado, o setor de energia solar saiu na frente, atraindo US$ 160,8 bilhões – o equivalente a 48% de todo o investimento mundial em energia limpa. Os dois maiores projetos solares aprovados no ano passado estão nos Emirados Árabes Unidos: a planta de 1,2GW de Marubeni JinkoSolar e Adwea Sweihan, um investimento de US$ 899 milhões, e a instalação de 800MW de Sheikh Mohammed Bin Rashid Al Maktoum III, estimada em US$ 968 milhões.

O segundo setor que mais recebeu investimentos em 2017 foi o eólico, com US$ 107,2 bilhões. Esse montante representa queda de 12% em relação aos níveis de 2016, mesmo com um número recorde de projetos financiados onshore e offshore.

Fonte: Bloomberg New Energy Finance

Brasil deve atrair gigantes globais com leilões para energia renovável em 2018

O Brasil deve atrair gigantes globais do mercado de energia em leilões para contratação de novos projetos de geração renovável previstos para este ano, em meio a projeções de que uma forte competição restringirá a participação de empresas locais e fundos de investimento, disseram especialistas à Reuters.

O país já agendou uma licitação para abril, que viabilizará usinas para iniciar a operação a partir de 2022, e ao menos mais um certame deve ser realizado no ano, para empreendimentos com entrega em 2024, este também aberto à termelétricas, disse o presidente da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso.

Para o leilão de abril, o chamado “A-4”, há um recorde de 48,7 gigawatts em projetos cadastrados por investidores, maior volume já registrado em certames voltados a fontes renováveis — o montante equivale a mais de três usinas do porte de Itaipu, maior geradora do mundo.

“O grande número de projetos cadastrados indica um mercado ainda muito atrativo para os investidores. Apesar de alguns percalços, o Brasil possui a confiança de desenvolvedores e investidores nacionais e internacionais”, disse Barroso, em respostas por e-mail.

Uma prova do apetite do mercado foi dada em dezembro passado, quando após dois anos sem licitações o governo brasileiro conseguiu contratar novas usinas solares e eólicas pelos menores preços já registrados no país, com deságios de cerca de 60 por cento ante os preços-teto definidos para a produção futura dos empreendimentos.

A diretora da consultoria Thymos Energia, Thais Prandini, avalia que esse novo cenário de preços deve continuar, o que favorece grandes elétricas europeias em detrimento de fundos e investidores locais.

“Tem um perfil de investidor que continua super animado, animadíssimo, querendo participar. E tem quem está começando a achar que os deságios estão muito grandes e não vale mais a pena, as margens diminuem”, disse.

Para o sócio da consultoria Thoreos, Rodrigo de Barros, os retornos ficaram mais baixos e próximos dos oferecidos para projetos de energia renovável em leilões recentes ao redor do mundo, mas com a diferença de que no Brasil os contratos são em reais, e não em dólar como em alguns outros países, o que representa um risco cambial para o empreendedor.

“Está bem mais difícil para os players locais… A gente não espera retornos muito bons. Ao preço que está, só quem tem acesso a capital lá fora, com juros muito baixos. Só essas gigantes”, afirmou ele, que citou como exemplos o grupo italiano Enel e a francesa Engie.

O especialista em energia da Deloitte, Luis Carlos Tsutomu, afirmou que essas grandes elétricas possuem projetos por todo o mundo e presença forte na América Latina, o que reduz o risco cambial.

“No somatório de todo portfólio, se você está em vários países, consegue diversificar e diluir esse risco. Mesmo grandes players globais se assustaram com o que aconteceu no final do ano passado. Aumentou muito o nível de competição”, disse.

As expectativas são de que os leilões brasileiros em um ano em que o país sai da maior recessão em décadas devem contratar mais que os 4,5 gigawatts de 2017– um volume que poucos mercados de energia no mundo movimentam anualmente.

RISCOS E RETORNO

O consultor da Deloitte ressaltou ainda que o governo precisa ficar atento à evolução dos empreendimentos contratados, uma vez que tarifas muito baixas acabam também por aumentar chances de alguns projetos não saírem do papel.

“É só ver o que aconteceu com projetos solares do leilão de 2014… Na hora em que venderam, fazia sentido. Depois, teve uma variação do câmbio e foi por água abaixo”, afirmou.

No caso citado pelo especialista, diversos empreendedores paralisaram projetos de energia após uma forte desvalorização do real em 2015 e 2016, em meio à instabilidade gerada por um processo que culminou no impeachment da então presidente Dilma Rousseff.

Na época, o governo acabou por promover um inédito leilão reverso, em que investidores pagaram um prêmio em troca de desistir sem multas de 25 projetos que não saíram do papel, incluindo usinas solares e eólicas.

Ainda assim, os consultores são unânimes em apontar que há apetite suficiente dos investidores para manter os preços baixos dos leilões do ano passado, embora já exista algum ceticismo no mercado devido aos baixos retornos.

Nesta quarta-feira, o UBS cortou o preço-alvo para as ações da geradora AES Tietê, que viabilizou um projeto solar no leilão A-4 de 2017.

“Não acreditamos que os projetos solares anunciados recentemente serão geradores de valor”, afirmaram os analistas do banco em relatório. Além da AES Tietê, da norte-americana AES, os leilões de 2017 tiveram como principais vencedores elétricas estrangeiras como a italiana Enel, a portuguesa EDP, a francesa Voltalia e a dinamarquesa European Energy, todas já com projetos anteriores no Brasil.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Hidrelétricas podem ter em 2018 melhor período de chuvas em anos, diz CCEE

Chuvas favoráveis vistas desde dezembro na região das hidrelétricas brasileiras devem continuar até abril, o que pode levar o país a ter em 2018 o melhor período úmido em termos de recuperação dos reservatórios hídricos em anos, disse à Reuters um especialista da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCCE) nesta terça-feira.

Se confirmada a projeção mais otimista, as contas de luz podem atravessar ao menos o primeiro trimestre sem cobranças adicionais das chamadas bandeiras tarifárias, que geram custos extras para os consumidores quando a oferta de energia é mais restrita devido à falta de água nas hidrelétricas.

O gerente de Preços da CCEE, Rodrigo Sacchi, disse que nesse ritmo os reservatórios do país podem fechar abril com cerca de 60 por cento da capacidade, um nível considerado “confortável”, mesmo após tocarem em novembro do ano passado o menor nível em 20 anos.

“A tendência é que, dada essa melhora hidrológica, a gente consiga atingir ao final do período úmido níveis médios de armazenamento satisfatórios… melhores que nos últimos anos”, afirmou Sacchi.

A região Sudeste, que concentra a maior parte dos reservatórios, deve receber em janeiro chuvas em 105 por cento da média histórica, que cairiam levemente em fevereiro e março para 96 por cento da média, segundo projeções da CCEE. Em abril as precipitações devem ser de 95 por cento da média.

“Isso realmente configura um período úmido bastante favorável, próximo da média histórica na região Sudeste, diferente do que vinha acontecendo nos últimos anos”, adicionou Sacchi.

A última vez em que as chuvas na região das hidrelétricas do Sudeste ficaram nesse nível foi em 2013, quando alcançaram 96 por cento da média histórica entre janeiro e abril, segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

A própria CCEE havia estimado anteriormente que as chuvas entre o final de 2017 e abril de 2018 ficariam abaixo da média histórica, um cenário que começou a mudar na reta final do ano passado.

O cenário mais otimista da CCEE vai na linha de projeções de especialistas de mercado publicadas pela Reuters no início de janeiro.

A hidrologia favorável ainda deve fazer com que as hidrelétricas produzam no primeiro trimestre acima de suas garantias físicas, que é o montante de eletricidade que elas podem vender no mercado, disse Sacchi.

Com isso, não haveria o chamado déficit de geração hidrelétrica no período, um problema que vem sendo registrado no país desde 2014 devido às baixas precipitações na região das usinas.

Esse cenário manteria as contas de luz em bandeira tarifária verde, já acionada em janeiro, que não gera cobranças adicionais para os consumidores.

Isso porque uma metodologia aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no final do ano passado prevê bandeira verde nas tarifas sempre que não houver déficit hidrelétrico, uma situação conhecida no setor como produção de “energia secundária”.

“A tendência é termos secundária nos primeiros meses do ano (1° trimestre), mas ainda não temos esses números fechados”, disse Sacchi.

A CCEE terá projeções concretas sobre o déficit hídrico dos próximos meses até o início de fevereiro, quando os operadores de hidrelétricas saberão os resultados da chamada “sazonalização”– processo em que eles distribuem a garantia física de suas usinas ao longo dos meses do ano.

As hidrelétricas respondem por cerca de 60 por cento da capacidade de geração do Brasil, segundo dados da Aneel.

Fonte: Reuters