FNE Sol multiplica projetos de energia renovável no Rio Grande do Norte

Somente no ano passado, investimentos das empresas potiguares com a linha de crédito chegaram perto de R$ 10 milhões

O Rio Grande do Norte foi o Estado que mais recebeu crédito do Banco do Nordeste para projetos de micro e minigeração distribuída de energia para consumo próprio dos empreendimentos, em 2017. Os recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE Sol) totalizaram R$ 9,95 milhões e beneficiaram 59 clientes.

O desempenho potiguar corresponde a 22,3% das operações gerais com a linha de crédito e 21,6% dos investimentos. O FNE Sol foi lançado em meados de 2016, como forma de contribuir para a sustentabilidade ambiental da matriz energética da Região Nordeste.

A procura pela linha de crédito é crescente na rede de agências do Banco, movimento que já havia sido detectado em diagnóstico traçado pela Superintendência do BNB no RN, durante a programação do FNE 2018. O processo, que tem a participação dos principais atores econômicos do Estado, apontou para o foco dos empreendedores no “aumento da eficiência, realizando investimentos em modernização e geração própria de energia”.

 

A Superintendência do RN adotou a estratégia de estruturar, com parceiros, o mapeamento e a divulgação do FNE Sol junto aos empresários do setor de supermercados, dos meios de hospedagem e ainda discutir mecanismos de facilitação do acesso à linha de crédito para as empresas da cadeia de energia fotovoltaica (representantes, instaladores, montadores e epcistas).

“Estamos trabalhando para fazer chegar ao conhecimento dos empreendedores mais remotos as vantagens do FNE Sol. A linha de crédito está se popularizando e, com a redução das taxas de juros do FNE, as perspectivas para 2018 são as melhores possíveis”, diz o superintendente do BNB no Estado, Fabrizzio Feitosa.

RN RENOVÁVEL

De acordo com dados do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), o Rio Grande do Norte é autossuficiente na geração de energia elétrica desde 2014. No Estado, 84,8% da capacidade instalada vêm de usinas eólicas, 12,4% de termelétricas e 2,8% de  fotovoltaicas. A depender da atuação do Banco do Nordeste, a participação da energia solar nessa equação só tende a aumentar.

Ainda segundo o Cerne, não há uma medição da fonte fotovoltaica distribuída, para consumo próprio. Na geração centralizada, onde o empreendedor gera a energia de fonte solar para venda, o Estado tem 6 usinas fotovoltaicas em operação comercial (quatro delas ligadas no final de 2017), somando  117,10 MW. Há também duas usinas contratadas, que devem acrescentar 66 MW ao sistema fotovoltaico potiguar.

Fonte: Banco do Nordeste

Royalties sobre sol e vento preocupam setor de energia

Após a pausa do Carnaval, setores da economia se organizam para iniciar suas defesas, diante de propostas consideradas danosas e que estão em discussão no Congresso. Na área de energia renovável, lideranças se organizam para evitar a possibilidade de cobrança de royalties sobre o uso do vento e da radiação solar ou pelo menos minimizar os prejuízos.

A ideia não era levada a sério, mas, no fim de 2017, Proposta de Emenda à Constituição (PEC) foi aprovada pela Comissão de Constituição e Justiça (CCJ) da Câmara dos Deputados. O projeto, de autoria do deputado Heráclito Fortes (sem partido-PI), é considerado esdrúxulo e inconveniente.

Ontem, em entrevista à coluna, o presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates, lembrou o processo de implantação da cobrança de royalties sobre o petróleo, que seguiu a lógica do ICMS, favorecendo às regiões consumidoras.

Caso não haja uma correção do percurso agora e uma reação em cadeia do setor, erros do passado podem atingir uma atividade nova, de grande visibilidade e interesse para investidores. E pior: atrapalhar o novo mapa de desenvolvimento energético do País, que descentralizou a produção de energia e favorece pequenas localidades.

PROJETOS DEVEM FAVORECER COMUNIDADES

Os projetos de instalação de energia eólica e solar seguem mecanismos de viabilidade econômica que devem ser repensados. Jean-Paul Prates propõe formas de recolhimentos de impostos que beneficiem as comunidades onde os empreendimentos são instalados; por essa proposta, metade dos impostos iria para os municípios.

Atualmente ganham força os argumentos de que os projetos não geram tantas receitas para seus anfitriões no longo prazo.

Fonte: O Povo | Neila Fontenelle

MME divulga resultado da consulta que vai reformular setor elétrico

O Ministério de Minas e Energia (MME) disponibilizou nesta sexta-feira (9) o resultado da consulta públicanº 33, aberta em meados do ano passado, com a finalidade de reformular o modelo do setor elétrico. O resultado inclui uma minuta de projeto de lei, que deverá ser encaminhada à Casa Civil e à Fazenda.

Segundo o MME, o setor elétrico está sujeito a pressões para mudanças no quadro regulatório, comercial e operacional, exercidas por fenômenos tecnológicos e socioambientais que estão alterando o seu funcionamento. A ideia, portanto, é aprimorar o marco regulatório diante dessas pressões.

O Ministério confirmou que o ministro Fernando Coelho Filho já encaminhou à Presidência da República a proposta de “Projeto de Lei de Modernização e Abertura do Mercado Livre de Energia Elétrica”.

Ao ser concluída a análise final, o texto será enviado à aprovação do Congresso Nacional.

De acordo com o ministério, a proposta de aprimoramento do marco legal do setor contou com mais de 2 mil interações e resultou em 209 contribuições. A consulta foi realizada entre 5 de julho e 17 de agosto de 2017.

Terras por estrangeiros

A fim de aumentar a atração de capital externo para investimentos no setor elétrico brasileiro, a minuta do projeto de lei que propõe alterações no marco legal do setor elétrico prevê a retirada do limite para aquisição e arrendamento de imóveis rurais por estrangeiros.

Segundo o documento, esse limite tem reduzido os agentes que poderiam investir na expansão da oferta de energia elétrica, principalmente nas fontes alternativas.

“Trata-se de restrição que atua contra o interesse brasileiro de modernizar a sua matriz de energia elétrica e dificulta que o Brasil honre seus compromissos domésticos e internacionais de reduzir gases de efeito estufa”, diz o documento.

Mercado livre

A minuta confirmou a expectativa que havia no mercado e prevê a antecipação da abertura parcial do mercado livre, de 2028 para 2026.

De acordo com a nova versão do texto, o limite mínimo de carga para que um consumidor possa migrar para o mercado livre, atualmente de 3 megawatts (MW), passará para 2 MW, em 2020, e 1 MW, em 2021. No ano seguinte, o limite cairá para 500 quilowatts (kW). Em 2024, nova redução, para 300 kW. E, em 2026, não haverá mais requisito mínimo de carga, para os consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 2,3 quilovolts (kV). A regra, portanto, não inclui consumidores residenciais, atendidos em carga inferior a 2,3 kV.

Mas o documento também determina que, até dezembro de 2022, o MME deverá apresentar plano para extinção integral do requisito mínimo de carga para consumidores atendidos em tensão inferior a 2,3 kV. Com isso, abre possibilidade de liberação integral do mercado de energia, porém o plano é que definirá a data para isso.

O plano também deverá incluir ações de comunicação para conscientização dos consumidores visando a sua atuação em um mercado liberalizado, proposta de ações para aprimoramento da infraestrutura de medição e implantação de redes inteligentes e separação das atividades de comercialização regulada de energia e distribuição.

O texto indica ainda a realização de estudos para o aprimoramento da formação de preços no mercado de curto prazo, com vistas à sua implementação a partir de janeiro de 2022.

Com relação ao mercado de energia, a minuta do texto prevê ainda que o MME apresente até 31 de março de 2020 um plano para criação de mercados que valorizem os benefícios ambientais das fontes renováveis de energia, com baixa emissão de carbono. O texto determina ainda que esse mercado seja implementado a partir de janeiro de 2021.

Indenizações

A proposta possibilita assinatura de termos aditivos aos contratos de transmissão que alteram a forma de pagamento de indenizações devidas ao segmento. Para fazer adesão, no entanto, as concessionárias deverão desistir das ações judiciais relacionadas ao tema.

Os recursos continuarão vindo das tarifas de energia elétrica, mas serão cobrados pelo prazo remanescente dos contratos de concessão e por um mecanismo brando de atualização dos valores devidos. Atualmente, as indenizações são cobradas dos consumidores com o cronograma mais curto, de oito anos contados a partir do ano passado.

Essa mesma possibilidade de pagamento das indenizações, prevista na atual minuta de projeto de lei de reforma do setor elétrico, foi oferecida às transmissoras da Eletrobras com a modelagem de privatização da estatal enviada ao Congresso.

Déficit de geração hídrica

O resultado da consulta pública confirmou as expectativas do mercado e propôs alterações nos componentes do déficit de geração hídrica (GSF, na sigla em inglês), a fim de expurgar da sigla aquilo que não é “risco hidrológico”.

A ideia do MME é retirar do GSF a geração fora da ordem de mérito, a antecipação da garantia física de projetos estruturantes (hidrelétricas de Belo Monte, Jirau e Santo Antonio) e a restrição de escoamento desses projetos em função de atrasos.

Pela proposta, esses elementos seriam retirados de forma prospectiva e retroativa do GSF.

“Propomos que os efeitos futuros desses itens sejam tratados mediante extensão de prazo [das concessões], uma vez que são contidos no tempo. Propomos ainda que os efeitos passados façam parte da proposta de retroação, reforçando o incentivo à desistência das ações judiciais que hoje paralisam o mercado de energia”, diz a nota do MME.

Segundo o documento, o efeito retroativo e prospectivo dos itens não vai causar elevação das tarifas, e constitui elementos fundamentais para o destravamento do mercado de energia.

Lastro

A minuta do projeto trouxe a possibilidade da implantação do modelo de contratação de lastro (que é o bem comum associado à segurança do sistema interligado nacional) separado da energia.

Pela proposta, deverá ser estabelecido até 30 de junho de 2020 o regulamento para a contratação de lastro, permitindo que o processo já tenha início em 2021.

Além disso, há um dispositivo que prevê que, a partir disso, o poder concedente poderá contratar a energia no mercado regulado sem diferenciar empreendimentos novos e existentes, com livre definição das datas de suprimento.

Também será possível contratar empreendimentos por fonte ou híbridos, o que valoriza as energias renováveis e as soluções de armazenamento de energia, segundo o MME.

Fonte: Camila Maia, Rafael Bitencourt e Rodrigo Polito | Valor Econômico

CERNE recebe visita de especialista da Croácia

O Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates, recebeu nesta quinta-feira (08) a visita do Professor Doutor Neven Duic, da Universidade de Zagreb e presidente do Centro Internacional para o Desenvolvimento de Sistemas de Energia, Água e Meio Ambiente (SDEWES), sediado na Croácia.

Na reunião, houve apresentações mútuas sobre cada uma das entidades e o Diretor Técnico de Inovação e Tecnologia do CERNE, Olavo Oliveira, falou sobre as atividades do Conselho Técnico e Científico do CERNE.

Nos próximos meses, SDEWES e CERNE deverão intercambiar mais informações e estabelecer as bases de um acordo de cooperação envolvendo produtos acadêmicos e científicos conjuntos, participação em eventos técnicos e estudos sobre a integração de fontes renováveis – eólica e solar – ao sistema integrado de transmissão, desafio comum a nações européias como a Croácia e estados brasileiros como o Rio Grande do Norte, Ceará e Piauí.

Fonte: CERNE Press

Programa Seridó Solar é apresentado a prefeitos da região

Nesta quarta-feira (07), a cidade de Currais Novos (RN) sediou a primeira reunião para a instalação do Programa Regional de Desenvolvimento das Fontes Renováveis de Energia do Seridó́ (Seridó́ Solar), que visa atrair investimentos em geração de energia a partir das fontes renováveis – solar e eólica – para a região. A iniciativa é do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE) em parceria com o Sindicato das Empresas do Setor Energético do Estado do Rio Grande do Norte (SEERN) e entidades parceiras nacionais e locais.

O projeto foi apresentado pelo Presidente do CERNE e SEERN, Jean-Paul Prates, a prefeitos e lideranças da região durante reunião da Associação dos Municípios do Seridó Oriental (AMSO) e da Associação dos Municípios do Seridó do RN (AMS). O encontro também representou a união entre as duas associações, que juntas trabalharão localmente para implantação do projeto.

No centro, Luis Carlos Cheracomo, coordenador na área de Geração Solar Distribuída da ENGIE, parceira do CERNE, explica o trabalho desenvolvido pela empresa, considerada uma das maiores no ramo de energia do mundo, com presença em mais de 70 países. (Foto: CERNE Press)

Prates ressaltou que há desafios a enfrentar e, para isso, defende que a região precisa mobilizar suas lideranças e pressionar os governos estadual e federal.

Em outro momento, o presidente do CERNE se reuniu com empresários locais na sede da Câmara de Dirigentes Lojistas em Currais Novos para apresentar as diretrizes do projeto.

Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates, apresenta o projeto Seridó Solar a empresários da região. (Foto: CERNE Press)

Seridó Solar

Os diretores e técnicos do CERNE organizaram o Programa Seridó Solar em três frentes: a primeira diz respeito à chamada geração centralizada, que são os grandes empreendimentos destinados a gerar energia para o sistema integrado nacional. A segunda e a terceira frentes dizem respeito às ações e projetos de geração distribuída, ou seja, a micro e minigeração realizadas pelos próprios consumidores finais.

Uma das iniciativas preliminares é o mapeamento das áreas com potencial para geração de energia renovável, ou seja, áreas cujos proprietários desejam saber se serviriam ou não para a instalação de empreendimentos de grande porte.

O site www.cadastresuaterra.com.br já permite submeter terrenos e propriedades que ficam diretamente disponíveis à consulta por parte das mais importantes empresas do setor.

De acordo com André Medeiros, coordenador de mobilização regional do programa, a próxima etapa será a apresentação e discussão de diretrizes específicas. “Em paralelo com o mapeamento de áreas em andamento, o Programa Seridó Solar seguirá com a discussão sobre os desafios e soluções locais, tanto para atração dos empreendimentos de grande porte quanto para a expansão consistente da geração distribuída”, explica.

Fonte: CERNE Press

CERNE, BNB e Engie discutem programa para expansão de energia renovável no Seridó

Nesta quinta-feira (08), o Diretor-Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates, se reuniu com representantes do Banco do Nordeste e com o Coordenador de Área na Divisão de Geração Solar Distribuída da empresa Engie, Luis Carlos Cheracomo, para discutir a instalação do Programa Regional de Desenvolvimento das Fontes Renováveis de Energia do Seridó – “Seridó Solar”.

O Presidente do CERNE relatou o funcionamento do projeto, que visa a criar e organizar ambientes favoráveis ao investimento na geração de energia a partir das fontes renováveis na região do Seridó Potiguar. Prates também falou da importância da parceria com a Engie e com instituições como o Banco do Nordeste.  “Embora o crescimento do segmento solar seja extremamente positivo, é preciso cuidado para que esse crescimento seja feito de forma consolidada, criando mecanismos que ajudem a estruturar o setor com capacitação de mão de obra e programas de financiamento”, explicou.

O gerente  da agência Natal-Centro do BNB, Thiago Dantas, elogiou a iniciativa e falou da seriedade do CERNE em todos os assuntos que se envolve. Na ocasião, ele apresentou o programa FNESol, linha de financiamento destinado a clientes que queiram produzir energia solar no Nordeste Brasileiro.

Seridó Solar

A iniciativa do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE) em parceria com o Sindicato das Empresas do Setor Energético do Estado do Rio Grande do Norte (SEERN) e entidades parceiras nacionais e regionais foi a apresentada ontem (07) às lideranças governamentais, empresariais e rurais da região do Seridó em reunião ordinária da Associação dos Municípios do Seridó Oriental (AMSO) e da Associação dos Municípios do Seridó do RN (AMS).

Na região do Seridó, o potencial de geração de energia mais conhecido é o vento da Serra de Santana, na qual foram instaladas algumas dezenas de parques eólicos, com centenas de turbinas (aerogeradores).  Quanto à radiação solar, não chega a ser novidade para o seridoense de que se trata de um elemento abundante no seu dia a dia. No entanto, só recentemente é que o desenvolvimento tecnológico e a evolução do cenário energético global e nacional vêm fazendo do recurso solar uma fonte de energia cada vez mais competitiva.

Uma das iniciativas preliminares é o mapeamento das áreas com potencial energético, ou seja, áreas cujos proprietários desejam saber se serviriam ou não para a instalação de grande porte. O site www.cadastresuaterra.com.br já permite submeter terrenos e propriedades que ficam diretamente disponíveis à consulta por parte das mais importantes empresas do setor.

 

Fonte: CERNE Press

 

Planejamento estuda PPP’s para promover descarte de resíduos sólidos em municípios brasileiros

Governo brasileiro recebe, nesta segunda e terça-feira, especialistas franceses para debater experiência em gerenciamento de resíduos sólidos

Especialistas brasileiros e franceses na área de gerenciamento de resíduos sólidos se reúnem nesta segunda e terça-feira (5 e 6), no Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão, para discutir e compartilhar experiências em Parcerias Público Privada (PPP) e ampliar o nível de tratamento de resíduos nos municípios brasileiros. O seminário é uma parceria do ministério com a Agência Francesa de Cooperação Técnica.

“Sem a parceria Público-Privada nós não vamos conseguir levar mais água tratada, ampliar o tratamento de lixo, esgoto, melhorar a mobilidade urbana nas cidades e tornar os centros mais seguros com iluminação pública adequada. Tenho certeza de que precisamos do apoio privado e é isso que o governo federal tem buscado no último ano”, afirmou o Secretário de Desenvolvimento da Infraestrutura do Ministério do Planejamento (SDI/MP), Hailton Madureira.

O gerenciamento dos rejeitos produzidos pela sociedade é municipal, conforme Lei nº 12.305/2010, que instituiu a Política Nacional de Resíduos Sólidos, cabendo a União apoiar os municípios na implementação do serviço. A proposta de financiamento, por parte do setor privado no gerenciamento desses resíduos, permitirá a implementação de técnicas mais avançadas para coleta, transporte, tratamento e até mesmo aproveitamento dos descartes, uma vez que a inciativa privada tem maior capacidade de acompanhar os avanços tecnológicos do mercado.

De acordo com levantamento realizado pelo Ministério das Cidades, por meio do Sistema Nacional de Informações sobre Saneamento (SNIS/2015), dos 3.520 municípios que responderam ao questionário, 45% apresentavam lixões, 39% aterro sanitário e 16% aterro controlado. Desses, 1.524 declararam que cobravam taxas/tarifas, 87% realizam cobrança por taxa específica no boleto do IPTU; 3,1% utilizam taxa em boleto específico; 0,3% utiliza tarifa; 8,5% usam taxa em boleto de água e 1,0% optam por outra forma de arrecadação. Não existe padrão de cobrança aplicado aos municípios.

Relação Brasil – França
No ano passado os dois países firmaram acordo de cooperação bilateral na área de infraestrutura, conduzido pela Agência Francesa de Desenvolvimento (AFD). O setor de resíduos sólidos foi selecionado como setor prioritário para colocar em prática esta parceria.

“Criamos um programa de apoio federal às concessões em que a Caixa Econômica Federal é um dos nossos grandes parceiros. Nisso surge a oportunidade de fazer uma longa parceria com a AFD e com a Embaixada da França, em especial, pela experiência que o País tem na gestão desses serviços públicos”, disse Madureira.

O seminário tem como foco ampliar o apoio aos investimentos em saneamento básico no Brasil, que ainda possui níveis baixos em relação a esses serviços. Esse é um dos fatores que penaliza o Índice de Desenvolvimento e coloca o país em igualdade com outros de renda inferior.

A França apresenta grande diversidade na organização e no modelo de gestão do serviço público, que vai desde administração direta pelos municípios e contratos públicos a parcerias privadas. A troca de experiências auxiliará o governo brasileiro a estabelecer um modelo mais adequado à realidade econômica do País e alavancar os investimentos na área, sem onerar o orçamento das prefeituras.

De acordo com o secretário da SDI, o governo já alterou a Lei nº 12.712/2012, que estende o financiamento de projetos de infraestrutura para oferta de garantias e gestão de fundos garantidores oficiais no Brasil, por meio da Agência Brasileira Gestora de Fundos Garantidores e Garantias, aos municípios brasileiros, afim de reduzir riscos financeiros e favorecer o surgimento de PPP’s.

Fonte: Ministério do Planejamento

GE assina contrato para vender 360 MW em turbinas eólicas à Engie no Brasil

A GE Renewable Energy, braço de renováveis da norte-americana GE, anunciou a assinatura de contrato com a unidade brasileira da elétrica francesa Engie para o fornecimento de 144 turbinas eólicas, que serão utilizadas no complexo eólico Umburanas, que será construído na Bahia.

A companhia norte-americana fechou acordo também para fornecer serviços de operação e manutenção ao empreendimento por um prazo de dez anos.

A GE disse que a usina que receberá os 360 megawatts em turbinas já teve a construção iniciada e a entrega dos primeiros equipamentos está prevista para acontecer em 2018.

O complexo de Umburanas, destacou a GE, vai se somar ao parque eólico Campo Largo I, também da Engie Brasil Energia, de 326,7 megawatts, para o qual a GE está fornecendo equipamentos. Campo Largo 1 está em fase de comissionamento dos equipamentos e deverá começar a operação comercial em janeiro de 2019, segundo a GE.

Fonte: Reuters

Seridó potiguar se prepara para expandir energia renovável

Programa Seridó Solar almeja atrair investimentos em energia renovável para a região

A cidade de Currais Novos (RN) sediará na próxima quarta-feira (07) a instalação do Programa Regional de Desenvolvimento das Fontes Renováveis de Energia do Seridó́ (“Seridó́ Solar”), que visa a criar e organizar ambientes favoráveis ao investimento na geração de energia a partir das fontes renováveis – solar e eólica.

A iniciativa do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE) em parceria com o Sindicato das Empresas do Setor Energético do Estado do Rio Grande do Norte (SEERN) e entidades parceiras nacionais e regionais começará a ser apresentada às lideranças governamentais, empresariais e rurais da região do Seridó em reunião ordinária da Associação dos Municípios do Seridó Oriental (AMSO) e da Associação dos Municípios do Seridó do RN (AMS), e prosseguirá com outras reuniões ao longo da semana, em Caicó e em Currais Novos.

Na região do Seridó, o potencial de geração de energia mais conhecido é o vento da Serra de Santana, na qual foram instaladas algumas dezenas de parques eólicos, com centenas de turbinas (aerogeradores). “Hoje, a Serra de Santana é uma das principais regiões produtoras de energia do Estado, juntamente com a região do Mato Grande e o Litoral Norte potiguar”, explica Darlan Santos, diretor setorial de energia eólica do CERNE.

Quanto à radiação solar, não chega a ser novidade para o seridoense de que se trata de um elemento abundante no seu dia a dia. No entanto, só recentemente é que o desenvolvimento tecnológico e a evolução do cenário energético global e nacional vêm fazendo do recurso solar uma fonte de energia cada vez mais competitiva.

“Há séculos o homem faz uso do calor e da luz do sol para inúmeras atividades mas, recentemente, os esforços dos países para sair da dependência do petróleo fizeram com que tecnologias para utilização de fontes renováveis se tornassem cada vez mais viáveis e acessíveis”, explica Luis Carlos Cheracomo, coordenador de área na divisão de Geração Solar Distribuída da ENGIE, uma das maiores empresas de energia do mundo, com presença em mais de 70 países.

Cadastro de Terras

Uma das iniciativas preliminares é o mapeamento das áreas com potencial energético, ou seja, áreas cujos proprietários desejam saber se serviriam ou não para a instalação de grande porte.

O site www.cadastresuaterra.com.br já permite submeter terrenos e propriedades que ficam diretamente disponíveis à consulta por parte das mais importantes empresas do setor. “É um cadastro simples, que permite que um empreendedor ou corporação energética visualize e analise uma propriedade sem necessariamente visitá-la, desde a sua sede em qualquer lugar do mundo. Mas é importante que o preenchimento seja feito com atenção especial quanto às coordenadas geográficas do terreno”, detalha o gestor de projetos do CERNE, Paulo Henrique Macedo, também ex-Secretário de Estado do Desenvolvimento Agrário à época da consolidação do setor no RN.

Mas há desafios a enfrentar como a logística de escoamento da energia (as linhas de transmissão e subestações de coleta). Para isso, o CERNE defende que a região precisa mobilizar suas lideranças e pressionar diretamente tanto o governo estadual quanto federal ao longo dos próximos dois anos, pelo menos. “O trabalho começa agora, mas os resultados efetivos só podem ser esperados a médio prazo, pois o planejamento do setor é feito em Brasília e as prioridades existem em todo o Brasil. Basicamente, quem pressiona mais, leva”, conclui o coordenador.

CERNE

O CERNE é uma entidade civil empresarial que reúne as principais empresas que investem e operam nos setores relacionados a recursos naturais e energia renovável no Nordeste.

“Somos hoje o estado líder nacional em parques eólica e potência instalada, em geração eólica efetiva e em exportação de energia eólica para o sistema nacional, graças ao processo de preparação que organizamos desde o início da nova era dos leilões federais de energia em 2008”, explica o diretor-presidente do CERNE, Jean-Paul Prates, que foi Secretário de Energia do Estado entre 2007 e 2010, quando liderou o movimento de atração de investimento em energia eólica para o RN.

Os diretores e técnicos do CERNE organizaram o Programa Seridó Solar em três frentes: a primeira diz respeito à chamada geração centralizada, que são os grandes empreendimentos destinados a gerar energia para o sistema integrado nacional. A segunda e a terceira frentes dizem respeito às ações e projetos de geração distribuída, ou seja, a micro e minigeração realizadas pelos próprios consumidores finais.

“O CERNE conta com uma equipe muito competente, ética e apoiada pelas principais marcas do setor energético mundial e nacional, por isso temos a certeza de que é possível desenvolver o potencial energético do Seridó de forma inteligente, eficiente e sustentável, gerando renda local e postos de trabalho qualificados”, assegura André Medeiros, empresário local e coordenador regional do Seridó Solar.

Fonte: CERNE Press

Royalties no centro da discussão

Enquanto PEC que instituiu royalties para eólicas sofre fortes críticas do setor, compensação por recursos hídricos também passa por debates

O fim de ano que se caminhava para ser um período de afirmação para a fonte eólica, já que elas voltariam a ser contratadas em leilões de energia nova, veio com um componente inesperado. A aprovação na Comissão de Constituição, Justiça e de Cidadania da Câmara dos Deputados da admissibilidade da Proposta de Emenda à Constituição 97/15 do deputado Heráclito Fortes (PSB-PI), que insere o potencial eólico entre os bens da União e garante que o resultado dessa exploração de energia seja compartilhado entre a União, estados, Distrito Federal e municípios. Na prática, o projeto institui royalties por usinas eólicas, como já existe com o petróleo, gás, hidrelétricas e recursos.

Na íntegra da proposta, que dá nova redação aos artigos 20 e 21 da Constituição Federal, Heráclito alega como justificativa considerar que os benefícios econômicos da atividade sejam compartilhados entre os donos das usinas e o Estado Brasileiro. Ele diz ainda que os parques eólicos “ocupam vastas áreas, por onde se espalham inúmeras torres, que suportam turbinas de grandes dimensões”. Segundo ele, isso limita a realização de atividades econômicas no mesmo local, como o turismo na região Nordeste, causando danos irreparáveis que tem como consequência a redução de empregos e da renda. Ao transformar o potencial eólico do país em patrimônio da União, a PEC traz o pagamento de royalties, que deverão ser distribuídos aos Estados, ao Distrito Federal e para as cidades onde ocorre a exploração da energia eólica, bem como a órgãos da administração direta da União.

A aprovação da PEC acendeu o alerta nos agentes e causou certo espanto no setor eólico. Embora a simples aprovação na CCJ, sem entrar no seu mérito, não garanta que o projeto vá ser aprovado, ele ainda precisar percorrer um longo caminho até ir ao plenário e ter a chance de ser aprovado, a dúvida ficou no ar. Afinal, a cobrança é relativa ao vento e o equipara a petróleo e recursos minerais, cuja extração e produção é bem mais complexa. A Associação Brasileira de Energia Eólica reagiu logo e declarou que como principal impacto, a cobrança afetaria a competitividade da fonte nos próximos leilões. O custo adicional teria que ser repassado ao preço, o que poderia ser fatal na viabilização de um parque eólico. De acordo com Elbia Gannoum, presidente executiva da ABEEólica, a associação vai buscar esclarecer os deputados sobre o projeto. “O vento é um bem infinito, não faz sentido torná-lo um bem da união”, afirma.

A presidente da associação lembra que muitos parques levaram desenvolvimento a uma série de regiões, de modo a propiciar outras atividades econômicas. A executiva ressalta ainda o arrendamento das terras como um modelo exitoso para os moradores, em que eles recebem diretamente dos geradores uma renda. A competitividade também será afetada na medida em que se houver o pagamento, um investidor vai procurar uma outra fonte em que não incidam royalties em outra região. Outro aspecto salientado por Elbia Gannoum é que o Brasil seria o único país do mundo a cobrar royalties pelo vento.

A Abeeólica produziu uma cartilha contra a PEC, com “Dez fatos que provam que a PEC dos royalties dos ventos será prejudicial do ponto de vista econômico, social e ambiental”. Entre os fatos que poderão vir com os royalties estão a possibilidade de expansão de fontes poluentes, a dificuldade para cumprir as metas do acordo de Paris, a desaceleração na cadeia produtiva da energia eólica e a diminuição dos benefícios sociais, ambientais e econômicos proporcionados pelas eólicas.

Logo em seguida, o projeto veio recebendo uma saraivada de críticas por todos os lados. Muitos viram um quê de oportunismo na PEC, já que ele se aproveitaria do êxito que a fonte vem obtendo nos últimos anos, sendo a mais viabilizada nos últimos anos em regiões. Paulo Roberto Cunha, pesquisador da FGV Energia, considera o projeto complexo, já que se por um lado poderia haver a inibição da atividade econômica na área do parque, por outro lado há o ganho que a cidade tem com a usina no período da construção. “Tem um balanço. Se por um lado tem uma vinculação da cidade, o espaço fica comprometido com a utilização da usina, por outro tem o desenvolvimento que melhorou a atividade econômica”, explica.

Rafael Valverde, da Eolus Consultoria, também classifica a cobrança como controversa, mas vê a discussão como limitada. Para ele, na justificativa do projeto os royalties são criados porque a ocupação de grandes áreas por eólicas inibiriam a atividade econômica da região, enfatizando o turismo. Ele analisa o que aconteceu com o setor no país, e vê e argumento cair por terra. “A gente vê exatamente o oposto, a eólica contribui com o desenvolvimento de atividades econômicas nas cidades, ela não inibe praticamente nenhum tipo de atividade, você tem pecuária, agricultura, compartilhando o território com eólicas sem nenhum tipo de problemas”, ressalta Valverde, que ocupou a coordenação da Câmara Setorial de energia eólica da Bahia, no governo de Jaques Wagner. Ainda segundo ele, a discussão sobre as áreas é relativa, já que um projeto de 10 km² vá ter torres em 10 km², vai ter manchas de ocupação, é diferente de um lago ou reservatório que ocupa a área de fato.

Ter algum tipo de receita sobre as eólicas sempre foi uma antiga ambição de alguns prefeitos, que de olho no alto número de projetos que vem sendo construídos, em especial em cidades da região Nordeste, viam depois do projeto pronto a arrecadação municipal minguar. O cenário de crise econômica e baixa arrecadação pode ter levado o aspecto político ao projeto. “Não tenho dúvida que a motivação foi essa, política”, conta Cunha, da FGV Energia. Era cogitado que o deputado Heráclito Fortes, autor do projeto, seria pré-candidato ao governo do Piauí, mas ele em seu site pessoal aparece em foto no último dia 29 com o deputado estadual Luciano Nunes – pré-candidato ao governo – apontando-o como um bom candidato. O estado nos últimos anos vem despontando no cenário eólico, com complexos instalados em regiões como a Chapada do Araripe e a do Parnaíba. Players, como a Casa dos Ventos, Engie, Enel Green Power e Ômega Geração tem projetos no estado.

Procurado pela reportagem da Agência CanalEnergia, o deputado preferiu não falar sobre a PEC 97/15, alegando que não havia fato novo. Mas via assessoria de imprensa ele revelou que “em nenhum momento a proposta trata sobre taxação de vento, como querem passar os que estão fazendo lobby contra”. Outro aspecto bastante criticado na PEC dos royalties eólicos é que ela citou o turismo como atividade prejudicada. Não são todos os empreendimentos eólicos que estão no litoral, muitos estão em região de semiárido, em que não há atividade turística.

Porém, o projeto do deputado do Piauí não deixa de trazer uma reflexão sobre uma melhor distribuição dos recursos para os estados ou cidades que sediam as usinas. A tributação do setor, segundo Valverde, da Eolus, é distorcida e deve ser revista. Isso faz com que os estados e cidades produtoras queiram sempre algo como forma de compensar a receita que é gerada no local. “Não há incentivo nenhum para um estado ser exportador de energia, uma vez que ele ao incentivar e ter uma política para sediar esses projetos, o grande volume de receitas ficará com o estado que vai consumir essa energia”, avisa.

Um dos que criticou o projeto foi o presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Luiz Augusto Barroso. Segundo ele, o projeto vem em má hora e coincide com o esforço que o governo vem fazendo para reduzir os encargos e o preço final. “É um movimento que vai na direção contrária da nossa busca pela racionalização dos já excessivos encargos e subsídios que oneram o já elevado custo da energia e afetam a competitividade do país”. O presidente da EPE classifica a PEC como curiosa e inédita e diz que, se aprovada, estaríamos ‘inventando moda’.

Para a advogada Roseane Martorelli, do escritório Martorelli Advogados, o projeto vem na contramão das mudanças que estão sendo discutidas na CP 33, afetando a sua competitividade. A chamada sinaliza para um mercado dinâmico com menor intervenção do estado, o que a PEC desvirtuaria. Segundo ela, a medida vai no caminho contrário as tendências mundiais de regulação. “Propor esse tipo de encargo afeta a indústria e os investidores desse tipo de fonte”, adverte. Ela lembra ainda que a região Nordeste tem dois terços da matriz eólica brasileira e que os royalties poderão prejudicar a expansão de uma fonte limpa nessa região.

Mas se royalties para eólicas trazem polêmica e críticas, compensações já existem há bastante tempo para hidrelétricas. A Contribuição Financeira sobre o Uso de Recursos Hídricos foi instituída pela Constituição de 1988. As geradoras pagam um percentual pelo uso da água, que é proporcional à geração efetiva da UHE, sendo 6,75% do valor total de energia mensal multiplicado pela Tarifa Atualizada de Referência. Desse total, 45% vai para as cidades que são atingidas pelo reservatório das usinas e 45% vai par aos estados em que elas estão localizadas. Os 10% são repassados à União. Existem ainda os royalties de Itaipu, que são repassados aos municípios do entorno do lago da usina.

Em 2017, os concessionários de geração hídrica pagaram mais de R$ 2,42 bilhões em contribuições e royalties de Itaipu. No ano passado, 189 hidrelétricas pagaram a CFURH. Não há um destino certo para esses recursos, mas ele não pode pagar dívidas nem salários. De acordo com a Associação Nacional dos Municípios Sedes de Usinas Hidroelétricas (Amusuh), são 347 cidades que estão sob a contribuição.

A cidade de Porto Velho e o estado de Rondônia recebem valores de CFRUH elevados, por sediar as duas usinas estruturantes do rio Madeira, as UHEs Jirau (3.750 MW) e Santo Antônio (3.568 MW). A usina de Jirau, em operação desde 2013, já repassou mais de R$ 219 milhões para Rondônia, Porto Velho e a União. Somente em 2017, estado e prefeitura receberam cada um R$ 34,3 milhões. Desde 2013, a prefeitura de Porto Velho já recebeu R$ 98,9 milhões de CFURH.

A compensação é tema de uma das pautas de interesse da Amusuh em 2018. O Projeto de Lei Complementar 315/2009 está tramitando no Senado Federal e eleva de 45% para 65% o percentual destinado para as cidades, deixando o do estado em 25%. De acordo com Terezinha Sperandio, secretária-executiva da associação, o pleito é baseado no fato que a maioria dos impactos acontecem nos municípios, o que melhoraria a redivisão. “Estamos buscando uma distribuição mais justa da CFURH e dos royalties de Itaipu”, explica. O novo rateio seria igual ao praticado na mineração.

O projeto de lei 315/2009 já foi aprovado nas comissões de Assuntos Econômicos e de Constituição e Justiça do Senado Federal. Após a aprovação do pedido de urgência, a proposta deverá ser votada no Plenário do Senado antes de seguir para sanção presidencial. A Amusuh também está com uma ação judicial contra a Agência Nacional de Energia Elétrica devido à redução na tarifa atualizada de referência usada no cálculo da CFURH. O cálculo usado após a MP 579 com a adoção das cotas pelas UHEs renovadas, a TAR caiu, trazendo grandes perdas financeiras para as cidades. Segundo Terezinha Santos, esse cálculo foi ampliado para todas as usinas, o que trouxe forte impacto para São Paulo, Minas Gerais, Paraná e Goiás. O presidente da associação, Lucimar Salmoria, prefeito de Abdon Batista (SC), vem convocando para mobilização que acontecerá no dia 21 de fevereiro no Senado para tratar do trâmite final da aprovação do PLC.

Segundo a executiva da associação, muitas cidades tem a consciência de fazer ações pela sustentabilidade do lago com os recursos da CFURH, porém outros ainda não. Dos 21 estados que recebem a compensação, somente cidades de São Paulo, parte de Minas Gerais e do Rio de Janeiro usam parte dos recursos para a micro bacia. “Estamos fazendo fóruns de sustentabilidade e trabalhando com uma meta com a secretaria de Pesca para que o lago vá além de gerar energia”, aponta. A Energia Sustentável do Brasil, que opera a UHE Jirau, defende que os recursos da CFURH sejam usados para o desenvolvimento de projetos sociais além dos já indicados no processo de licenciamento ambiental, nas áreas de influências de UHEs ou para compensações a índios.

A usina de Itaipu destina a 16 cidades royalties que estão no entorno do seu lago. São 15 no estado do Paraná e uma no Mato Grosso do Sul. Por ser uma usina binacional, o repasse é fruto do Tratado da hidrelétrica entre Brasil e Paraguai. No último dia 10 de janeiro, Itaipu efetuou mais um repasse de royalties ao Tesouro Nacional, no valor de US$ 11,4 milhões. O governo do Paraná e os 15 municípios paranaenses que fazem divisa com o reservatório da Itaipu, receberam o equivalente a US$ 8,6 milhões. No acumulado, a cidade de Foz do Iguaçu já recebeu US$ 365,1 milhões em royalties.

Em 2023, o tratado sofrerá uma revisão e os royalties voltarão ao debate entre os dois países. A região de Foz do Iguaçu é conhecida por ter conseguido um bom desenvolvimento por estar no entorno da usina. De acordo com Marcos Stamm, diretor financeiro executivo de Itaipu, embora as negociações ocorram daqui a cinco anos, a sinalização é que não haverá prejuízo nos repasses para as cidades lindeiras. “É difícil antecipar o que vai acontecer em cinco anos, mas existe um compromisso regional”, revela.

Fonte: Pedro Aurélio Teixeira | Agência Canal Energia

Shell vai investir R$ 1,5 bi em energia eólica

A empresa corre para fechar os acordos antes do próximo leilão do governo, previsto para abril

Quatro meses depois de trazer sua comercializadora de energia elétrica ao Brasil, a petroleira Shell está na fase final de negociação para dois projetos de campos de energia eólica no Nordeste, um deles no Ceará. O investimento previsto é de 1,5 bilhão de reais para uma capacidade de até 400 megawatts de energia, o que colocaria a multinacional entre as dez maiores comercializadoras de energia eólica do país.

A Shell também negocia para que seu braço de geração, a Shell New Energy, seja uma das investidoras dos novos campos. A empresa corre para fechar os acordos antes do próximo leilão do governo, previsto para abril. Procurada, a Shell não comentou.

Fonte: Exame

China investirá US$ 330 milhões para produção de energia solar no Brasil

A empresa chinesa CED Prometheus irá investir mais de US$ 300 milhões em Mato Grosso para produção de energia solar na região de Chapada dos Guimarães. O protocolo de intenções foi assinado nesta terça-feira (30.01) pelo governador Pedro Taques, pela prefeita de Chapada dos Guimarães, Thelma de Oliveira, e por representantes das empresas que fazem parte do projeto.

“Escolheram Chapada dos Guimarães, porque a incidência solar lá é muito boa e com isto seremos agraciados com este investimento mostrando o nosso compromisso e do Governo do Estado em investir no turismo, mas também preocupado com o desenvolvimento sustentável”, disse Thelma de Oliveira.

A intenção é que sejam investidos US$ 330 milhões com capital 100% privado e participação da empresa chinesa. A previsão inicial é de gerar cerca de 300 empregos diretos e indiretos no período das obras. “Estamos ansiosos para que este projeto seja efetuado logo para trazermos contribuições à indústria e comércio de Mato Grosso”, ressaltou a gerente geral da CED Prometheus, Flora Wel.

O recurso será aplicado no desenvolvimento, aquisição, engenharia e construção do centro de produção de energia fotovoltaica de 300MWp na região do Manso, a 129 quilômetros de Cuiabá. A eletricidade produzida atenderá as indústrias do Estado reduzindo o custo em energia.

“Precisamos cada vez mais reduzir o custo de produção e a energia é um item que aumenta o nosso custo. Com este projeto, temos a certeza que vamos ser beneficiados e as indústrias poderão fazer o aluguel dessas unidades solares”, disse o presidente do Sistema Federação das Indústrias no Estado de Mato Grosso, Jandir Milan.

O presidente da empresa FAAD, Fernando Augusto Filho, explicou que as vantagens da produção da energia solar no Estado. “A principal vantagem é ter uma energia 25 a 30% mais barata, ficar mais competitivo, criar novos empregos, circular mercadoria no Estado para entregar na obra e também o imposto sobre serviço dessas obras vão pagar ISS, porque é a parte da obra. Então, vem para dentro do governo do estado e do município uma boa quantia”.

O projeto irá seguir os mesmos moldes do condomínio fotovoltaico que está sendo desenvolvido em Palmira, em Paraná, onde mais de 150.000 m² em painéis solares atenderão exclusivamente as indústrias paranaenses. “A nossa cidade foi pioneira neste projeto e que foi concebido há quase três anos, chegando no seu período de maturação agora. O investimento em energia fotovoltaica nos chamou a atenção, justamente, pela questão ambiental e pela deficiência energética que o país pode ter no caso do crescimento”, ressaltou o prefeito de Palmeira, Edir Havrechaki.

Para o secretário de Desenvolvimento Econômico, Carlos Avalone, o projeto é importante para atrair novos investidores ao Estado. “É fundamental ter um Estado que tenha autossuficiência energética e garantir isto as gerações futuras. Quando temos uma matriz de energia diversificada oferecemos mais garantia aos investidores. A Fiemt vai fazer uma reunião apresentando aos empresários este projeto. Então, tudo isto barateia o custo para Mato Grosso, gera mais empregos e atrai investidores dando condições para que eles se instalem no Estado”.

Fonte: Governo do Mato Grosso | Luzia Araújo

BNDES estuda flexibilizar regras de conteúdo local para energia solar

Presidente do banco também falou em alongar prazos da TLP para projetos de infraestrutura

WAGNER FREIRE, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DE SÃO PAULO

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) está reavaliando as exigências de conteúdo local para a indústria de energia solar, informou o presidente da instituição, Paulo Rabello. “Estamos reestudando as regras de conteúdo local e estamos atentos para eventuais flexibilizações”, disse o executivo em conversa com jornalistas na última terça-feira, 30 de janeiro, em São Paulo.

Neste ano, o Brasil conquistou seu primeiro gigawatts em usinas fotovoltaicas em operação, quase quatro anos depois da realização do primeiro leilão promovido pelo Governo Federal exclusivo para fonte em 2014. O fato colocou o país em um grupo seleto dos 30 países, entre 195 nações, que ultrapassaram a marca de 1 GW em usinas fotovoltaicas em operação, segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar).

Nesse período, a fonte participou de quatro leilões e viabilizou 3.997 MW de capacidade instalada, de acordo com levantamento feito pela consultoria Greener com dados consolidados até novembro de 2017. Porém, por motivos econômicos, alguns projetos foram descontratados em 2017. Segundo dados do Banco de Informações de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), constam outorgados 2,67 GW de potência em usinas solares em diferentes fases de desenvolvimento.

Um ponto que chama a atenção é que a maior parte das usinas em operação no Brasil foram equipadas com módulos importados. Ainda segundo dados da Greener, 67,15% são de origem externa e 31,85% dos painéis foram produzidos localmente.

AVANÇO LENTO

A indústria de energia solar no Brasil ainda está avançando lentamente. O seu desenvolvimento esbarra na tributação do país, que dificulta a competição com o equipamento importado. Por outro lado, os projetos viabilizados por aqui (salvo algumas exceções de alguns agentes, como a Enel Green Power) dependem de financiamento do BNDES, que por sua vez exige um nível de conteúdo local dos equipamentos para conceder o financiamento.

Apesar da sensibilidade do BNDES em relação às demandas dos empreendedores por recursos para os projetos de energia solar, Rabello lembrou que flexibilizar demais as regras de conteúdo local é prejudicial para a indústria local.

“O que é menos do nosso costume é flexibilizar demais as regras de conteúdo local, porque o banco justamente tem fidelidade naquilo que é produzido no Brasil, não sendo frenético em tentar bloquear um equipamento importado só porque ele não é feito no Brasil”, disse o executivo. O executivo defende o equilíbrio entre o que pode ser produzido no país e o que precisa ser importado. “Por exemplo, se todas as placas forem importadas da China, daqui a pouco eu tenho mais colaboração com o produtor chinês…”, provocou.

Em 2018, a projeção do banco é desembolsar R$ 90 bilhões em financiamentos para diversos setores da economia, o que representará um crescimento de cerca de 27% sobre o volume liberado em 2017.

Embora haja sinais claros de retomada da economia brasileira, a expectativa do banco pode ser afetada negativamente pelo calendário eleitoral. Segundo Rabello, é possível que alguns desembolsos para o setor de infraestrutura fiquem comprometidos a partir de abril.

“Em compensação, em nossas carteiras de consultas e enquadramentos existe uma boa margem de confiança de que estaremos aprovando até abril um bom número de projetos de grande porte, inclusive nessa área de novas energias como eólica, que continua a dar alegria e também têm projetos bastantes importantes em mobilidade urbana.” Para ele, o futuro do setor eólico será melhor que o presente.

DESCONHECIMENTO DA TLP

Para além do fator político, a entrada em vigor da nova taxa de financiamento do banco, a TLP, em substituição da conhecida TJLP, também pode colocar alguma tensão na tomada de decisão por parte dos empreendedores.

“Tem mais um efeito que é o desconhecimento da TLP, como ela vai funcionar e o que ela pode provocar nos fluxos de caixa de projetos de mais longa duração que são os projetos infraestruturais. Não significa nenhum traço de crítica à TLP, mas simplesmente o fato de que a TJLP era uma taxa muito conhecida e assimilada e a TLP é uma taxa que começou em janeiro, esse é um fator que pode roubar alguma estatística de desempenho da infraestrutura”, explicou Rabello.

O presidente do BNDES sinalizou que o banco poderá adaptar a nova taxa de juros. “Estamos atentos no campo financeiro para adaptar as demandas de investimento a nova TLP, eventualmente trabalhando com prazos mais dilatados para determinados tipos de projetos, sempre de modo a facilitar”, disse o executivo, sem dar maiores detalhes sobre esse processo.

A transição de uma taxa para outra será gradual e se dará ao longo dos próximos cinco anos. Em 2018, a TLP (Taxa de Longo Prazo) vai equivaler a 100% da TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo). Em 2019, a proporção vai cair para 80% da TJLP, sendo reduzida em 20 pontos percentuais ao ano, até a TLP ser exclusivamente corrigida pela inflação e pela NTN-B, em 2023. A expectativa é de que em algum tempo a TLP se aproxime aos juros praticados no mercado financeiro, resultando em pagamento de menos subsídios por parte do Governo Federal.

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