Presidente do CERNE recebe prêmio entre os mais influentes na área de energia

O diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Darlan Santos, recebeu nesta terça-feira (10), em São Paulo, o prêmio na Categoria Referência como um dos 100 Mais Influentes da Energia no Brasil em 2019.

“Muito gratificante o reconhecimento do setor de energia e reconhecimento pelas atividades do CERNE”, comemorou o executivo.

Prêmio homenageia os profissionais que mais se destacaram no setor nos últimos meses. A escolha dos ganhadores é feita pelo conselho editorial do Grupo Mídia baseada em pesquisa de mercado e votação aberta pelo site da revista Full Energy Brasil.

Darlan Santos

Engenheiro Especialista em Energia Eólica. Diretor Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia – CERNE, na promoção e articulação com instâncias institucionais, acadêmicas, científicas, empresariais e governamentais para o desenvolvimento dos recursos naturais e fontes energéticas. Diretor da DESAN Renováveis,  empresa especializada na medição do recurso energético e apoio ao desenvolvimento de projetos de geração de energia eólica e fotovoltaica. Trabalhou para Petrobras de 2009 a 2017 no desenvolvimento dos projetos de energia eólica em todo o território nacional, além de atuar e coordenar projetos de P&D de interesse da Petrobras na área de energia eólica.

Fonte: CERNE Press

CERNE marca presença no 6º Seminario Socioambiental Eólico

O diretor-presidente do CERNE, Darlan Santos, participou na última sexta-feira (6) do 6º Seminário Socioambiental Eólico, em Recife, Pernambuco. Ele foi um dos palestrantes do painel sobre regulação e licenciamento das usinas eólicas offshore. Na ocasião, Darlan apresentou o histórico desse estudo no Brasil e os diagnósticos dos gargalos e desafios para esse setor. “Considero que esse setor pode contribuir de forma substancial na oferta de geração ao país, nos coloca a missão de trabalhar na garantia de um modelo regulatório seguro para os futuros investimentos”, disse.

O evento reúne operadores de parques eólicos, órgãos ambientais, representantes governamentais e especialistas em um evento que equilibra o conhecimento técnico e o relacionamento entre os líderes da área. Durante as sessões, o seminário explora fatores sociais, ambientais e históricos dos projetos de geração de energia eólica através do compartilhamento de experiências dos empreendedores e especialistas da área.

No painel também participaram o chefe da divisão de energia do IBAMA, Eduardo Wagner, a analista da EPE, Mariana Espécie, e o diretor técnico da Abeeólica, Sandro Yamamoto.

Echoenergia planeja investir R$ 1 bi em usina eólica no Rio Grande do Norte

A Echoenergia, braço de geração de energia renovável da gestora britânica Actis, vai investir cerca de R$ 1 bilhão na construção de um novo complexo eólico no Rio Grande do Norte. Com 206 megawatts (MW) de capacidade, o empreendimento, chamado de Serra do Mel 2, está previsto para entrar em operação em janeiro de 2022 e fornecerá energia para quatro consumidores livres com os quais a companhia assinou recentemente contratos de compra e venda de energia no longo prazo.

“Acabamos de assinar [os contratos] com quatro compradores diferentes. Com isso, construindo esse parque, chegaremos a 1.211 MW de capacidade instalada em 2022”, afirmou o presidente da Echoenergia, Edgard Corrochano, ao Valor.

Com os novos contratos assinados, subiu para 479 MW a capacidade de projetos em construção da Echoenergia. A empresa prevê concluir em meados de 2020 a construção do parque Serra do Mel, também no Rio Grande do Norte, que atenderá outros contratos do mercado livre.

A empresa possui também 732 MW de potência de parques eólicos em operação no Brasil.

Segundo Corrochano, a expectativa é atingir um faturamento de cerca de R$ 1 bilhão, em 2022. Neste ano, o faturamento deverá ser da ordem de R$ 600 milhões.

Outra meta da companhia é alcançar uma carteira de 1,5 mil MW, entre projetos em operação e construção. O presidente da Echoenergia prevê que esse número seja atingido já em 2020.

Com relação ao novo parque Serra do Mel 2, a Echoenergia está analisando as alternativas de financiamento para o projeto. A opção tradicional seria o Banco do Nordeste do Brasil (BNB), porém a companhia já captou R$ 1,3 bilhão em 12 meses com a instituição e atingiu o teto de financiamento.

As alternativas em estudo para financiar o novo complexo são a emissão de debêntures de infraestrutura e o acesso a recursos de uma agência de crédito à exportação, considerando a hipótese de as turbinas serem importadas. Outra opção é a securitização dos contratos de fornecimento de longo prazo, ou seja, a antecipação dos recebíveis oriundos desses contratos.

“Estamos olhando várias alternativas. Vamos obviamente com a mais competitiva. Estamos fazendo a securitização de alguns desses PPAs [sigla em inglês para os contratos de energia de longo prazo], que é uma inovação no mercado de financiamento de energia”, completou Corrochano.

O executivo disse ainda estar acompanhando as discussões no Congresso em torno dos projetos de lei que tratam da reforma do setor elétrico, com perspectiva de abertura maior do mercado. “Vemos que, financeiramente, a migração [do consumidor cativo para o livre] vai continuar. E estamos em uma posição privilegiada de capturar ainda mais esse crescimento do mercado livre”, afirmou o executivo. Ele prevê que, no fim da próxima década, as participações do ambiente de contratação livre, hoje de 30% do mercado total de energia, e do regulado, de 70%, vão se inverter.

“A eólica vai se beneficiar da abertura do mercado, porque ela é muito competitiva”, completou.

Questionado sobre reportagem publicada no fim de outubro pelo Valor informando que a Actis teria colocado a Echoenergia à venda, o executivo disse que não comentaria o assunto.

Fonte: Rodrigo Polito | Valor Econômico

CERNE faz palestra na WWEC2019

O diretor presidente do CERNE, Darlan Santos, participou nesta terça-feira (26) do painel “Northeast of Brazil: Towards the Maximum Renewables. O painel marcou a manhã do segundo dia do World Wind Energy Conference – WWEC 2019.

Junto a expoentes do setor eólico brasileiro como o professor e precursor Everaldo Feitosa, o ex-presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) José Carlos de Miranda Farias, o Secretário de Energia de Pernambuco, Luis Cardoso Ayres Filho, o consultor da Federação das Indústrias do Ceará (FIEC), Jurandir Picanço, e o representante da WEEA na Alemanha, Heinrich Bartelt.

Fonte: CERNE Brasil

O presidente do CERNE destacou os avanços das renováveis na região nordeste do Brasil, enfatizando o vasto potencial ainda a ser explorado, as conquistas e os próximos desafios, alguns atualmente em negociação, tal como a normatização da geração distribuída e a equalização da distribuição de receitas provenientes do ICMS entre estados produtores e estados consumidores de energia.

O WWEC 2019 é realizado desde 2002 pela World Wind Energy Association – Associação Mundial de Energia Eólica, sem fins lucrativos, com sede em Bonn, na Alemanha e reúne membros em 120 países.

Fonte: CERNE Press

CERNE participa da World Wind Energy Conference 2019

O Diretor Presidente do CERNE, Darlan Santos, participa de 25 a 27 de novembro, da 18ª Edição do World Wind Energy Conference and Exhibition (WWEC2019). Depois de reunir mais de 10 mil pessoas de 15 diferentes países e todos os cinco continentes, o evento chega ao Brasil, na cidade do Rio de Janeiro.

Nesta edição, a conferência contará com mais de 80 horas de programação voltada para empresários, pesquisadores, agentes financeiros e de políticas públicas de todo o mundo.

Com o tema “Integração em larga escala da geração de energia eólica”, a programação irá destacar como a geração de energia a partir dos ventos pode estar integrada a às demais fontes renováveis e como é necessária diante dos novos desafios de demanda, a exemplo dos carros elétricos. Seguindo esses temas, serão realizados painéis principais, com a participação de lideranças políticas e especialistas de renome.

Darlan Santos participará do painel “Northeast of Brazil: towards the maximum renewables”. Com 50 milhões de habitantes, a região Nordeste do Brasil produz cerca de 90% da geração eólica do Brasil. Neste painel, a WWEC 2019 traz representantes de nove estados para discutir as condições ideais para aumentar a inserção das energias renováveis na matriz energética.

O evento terá apresentações dentro das seguintes áreas: energia eólica; solar e outras renováveis; tecnologias de armazenamento de energia; energia nos transportes; geração de energia por comunidades e mercados emergentes de renováveis.

Fonte: CERNE Press

Brasil vai produzir 7 milhões de barris de petróleo por dia, afirma ministro; acompanhe ao vivo o leilão da cessão onerosa

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, afirmou que o Brasil será capaz de produzir 7 milhões de barris de petróleo por dia no curto prazo. ANP realiza nesta quarta (6) o leilão dos excedentes da .

O ministro discursou na abertura do leilão e defendeu a oferta de áreas de exploração e o desenvolvimento de novas reservas de petróleo e gás natural no país.

Na mesma linha, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, afirmou que o Brasil não pode abrir mais da riqueza do pré-sal.

“Continuar sem explorar o pré-sal, em momento de transição energética, seria renovar uma opção pela pobreza, algo imperdoável em um país com milhões na miséria”, afirmou Décio Oddone.

Já estão garantidas as contratações de Búzios e Itapu, pela Petrobras, com bônus de assinatura de R$ 69,96 bilhões. Também serão ofertados Sépia e Atapu, que pode elevar a arrecadação para R$ 106,5 bilhões.

Ao longo das últimas duas semanas, destaques na imprensa foram para o alto custo do leilão, que além do pagamento do bônus, prevê compensações bilionárias para a Petrobras pelos investimentos já realizados nos ativos.

Serão ofertados volumes em quatro campos, hoje operadores pela Petrobras, a partir do contrato original da cessão onerosa, de 2010. São eles Atapu, Búzios, Itapu e Sépia. A Petrobras já manifestou a preferência na operação por Búzios e Itapu, na prática garantindo a contratação das duas áreas — e a arrecadação de R$ 69,9 bilhões em bônus de assinatura, do total de R$ 106,5 bilhões.

Rodada de licitações é considerada a maior da história

A expectativa do governo federal e da agência reguladora é que o leilão possa arrecadar até R$ 106,56 bilhões em bônus de assinatura, que serão repartidos entre a Petrobras, a União, estados e municípios.

Foram habilitadas a participar 14 empresas privadas e estatais, incluindo a Petrobras, que devem formar consórcios e apresentar propostas para produzir petróleo e gás a partir de reservas excedentes de quatro blocos do pré-sal, que já estavam cedidos à Petrobras na Bacia de Santos, por meio do Contrato de Cessão Onerosa.

O bônus de assinatura é o valor pago pelas empresas à União para firmar os contratos. No caso dos leilões do pré-sal, o valor a ser pago é fixo, já que os contratos seguem as regras do Regime de Partilha. Nesses leilões, o critério de avaliação das propostas é o excedente em óleo, também chamado de óleo-lucro. Isso significa que as empresas se comprometem a dividir com o Estado brasileiro uma parte do que for extraído dos blocos, e esse percentual é calculado apenas depois de serem descontados os custos de operação e royalties. A proposta vencedora será aquela em que a União terá a maior participação.

No leilão de hoje, as empresas devem oferecer à União fatias iguais ou superiores aos seguintes percentuais mínimos de óleo-lucro: 26,23% no bloco de Atapu, 23,24% no de Búzios, 18,15% no de Itapu e 27,88% no de Sépia.

Se as quatro áreas oferecidas forem arrematadas, a rodada terá uma arrecadação de bônus de assinatura mais que 11 vezes maior que os R$ 8,9 bilhões obtidos na 16ª Rodada de Concessão, realizada no mês passado. A ANP também compara que o valor supera os R$ 60 bilhões arrecadados com o bônus de assinatura de todos os leilões já feitos desde a fundação da agência reguladora.

Os quatro blocos disponíveis no leilão são Atapu, Búzios, ltapu e Sépia, que estão no polígono do pré-sal, na Bacia de Santos, em uma área que faz parte do litoral do Rio de Janeiro. Essas áreas foram cedidas à Petrobras em 2010, por meio do Contrato de Cessão Onerosa, assinado com a União. Para ter o direito de extrair até 5 bilhões de barris de óleo equivalente nessas reservas por 40 anos, a Petrobras pagou R$ 74,8 bilhões ao governo, porém foram descobertas reservas ainda maiores nas áreas. Por causa disso, o leilão é chamado de Rodada de Licitações dos Excedentes da Cessão Onerosa – o que será leiloado é o direito de extrair as quantidades que excedem esse limite de 5 bilhões reservado para a Petrobras.

Preferência

Os investimentos feitos nas áreas da cessão onerosa desde 2010 permitiram estimar que as reservas ali presentes podem exceder em até três vezes esses 5 bilhões de barris previstos inicialmente, chegando a 15 bilhões de barris de óleo equivalente. A definição do que fazer com essa reserva excedente dependia da discussão de um aditivo de contrato à Petrobras, já que a estatal pediu um ajuste em 2013 devido à desvalorização do preço do barril de petróleo, parâmetro que foi utilizado para calcular os mais de R$ 70 bilhões pagos pela cessão onerosa em 2010. Além disso, também estava em discussão o ressarcimento à Petrobras de parte dos gastos com pesquisa e desenvolvimento na área, já que esses investimentos beneficiarão os futuros licitantes.

Após anos de negociação, o impasse foi resolvido com um acordo assinado em abril deste ano. Foi definido que a Petrobras receberia US$ 9,058 bilhões, o que abriu caminho para a realização do leilão, no qual a estatal também garantiu o direito de participar. A empresa manifestou preferência por duas áreas, Itapu e Búzios, que têm a maior reserva de petróleo já encontrada no Brasil, e, por isso, prevê um bônus de assinatura de R$ 68,194 bilhões. Para isso, a Petrobras já informou que pretende usar os US$ 9 bilhões recebidos (cerca de R$ 34 bilhões) no próprio leilão.

A legislação brasileira prevê que quando são leiloados blocos do pré-sal, a Petrobras tem o direito de exercer preferência. Quando se manifesta nesse sentido, a estatal brasileira deve ser incluída no consórcio vencedor, com participação mínima de 30%.

Na prática, a manifestação da Petrobras significa que já há interessados por dois blocos. Com isso, a arrecadação em bônus de assinatura chegaria perto dos R$ 70 bilhões, já que o bloco de Itapu prevê bônus mínimo de R$ 1,766 bilhão. O valor total de bônus de assinatura do leilão atinge R$ 106,56 bilhões com os blocos de Sépia (R$ 22,859 bilhões) e Atapu (R$ 13,742 bilhões).

Além de prever grandes reservas, os contratos do leilão da cessão onerosa têm valores altos porque envolvem menos riscos. Os contratos convencionais preveem inclusive a possibilidade de não encontrar reservas, que, nesse caso, já estão confirmadas.

O prazo para o pagamento do bônus de assinatura vai depender de quanto os lances vencedores vão superar o percentual mínimo de óleo-lucro definido para o leilão. Essa diferença é chamada ágio e, se for menor que 5%, o pagamento deve ser feito até 27 de dezembro de 2019.

Caso o ágio supere 5%, os vencedores deverão pagar 75% do bônus até 27 de dezembro, no caso de Itapu e Búzios, e 50%, no caso de Sépia e Atapu. Se isso ocorrer, o restante do bônus deverá ser quitado até 26 de junho de 2020.

A divisão desse dinheiro entre as unidades da Federação e municípios foi definida em discussão no Congresso Nacional e sancionada pelo presidente Jair Bolsonaro. Dos R$ 106,56 bilhões, R$ 34,6 bilhões ficarão com a Petrobras em razão do aditivo pactuado com a União. Do restante, 67% serão da União, 15% ficarão com estados, 15% com os municípios e 3% com o Rio de Janeiro, estado produtor.

A ANP prevê que quando todas as unidades de produção estiverem instaladas nas áreas licitadas, a arrecadação anual deverá ser de pelo menos R$ 43,4 bilhões e poderá atingir R$ 79,2 bilhões.

Fontes: Agencia Brasil | EPBR

 

CERNE debate novas fronteiras para o setor eólico em evento da Abeeólica

Presidente do CERNE, Darlan Santos, apresentou as novas tendências para a indústria dos ventos durante o 8º Encontro de Negócios da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica) em São Paulo.

O setor energético em transformação e os novos modelos de negócios para a indústria eólica foi o tema do 8º Encontro de Negócios da Abeeólica realizado nesta quarta-feira, 30, em São Paulo. O Diretor-Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Darlan Santos, abordou as perspectivas do mercado offshore eólico, atualmente já consolidado no exterior e com projetos em fase de estudos no Brasil.

Foto: Abeeólica

 

 

 

 

 

O painel contou com empresários e especialistas que discutiram as novas fronteiras da energia eólica que, além da indústria eólica offshore, também permeia os parques híbridos, a utilização de baterias e o crescimento do mercado livre.

O evento, realizado anualmente, reúne empresas da cadeia da indústria eólica, bancos, investidores, comercializadoras de energia, instituições ligadas ao setor e demais profissionais interessados no assunto.

Fonte: CERNE Press

Eólicas e usinas a gás devem liderar expansão do sistema elétrico até 2029, diz PDE

Usinas eólicas e termelétricas a gás deverão liderar a expansão da capacidade instalada de geração de energia no Brasil na próxima década, de acordo com versão preliminar do Plano Decenal de Energia 2029 (PDE 2029) divulgada nesta quarta-feira.

O documento do Ministério de Minas e Energia, que passará por processo de consulta pública por 30 dias, vem em momento em que o governo do presidente Jair Bolsonaro tenta incentivar a competição no mercado de gás natural para reduzir preços do insumo.

Segundo o PDE, os investimentos na expansão da oferta de gás deverão somar 33 bilhões de reais na próxima década, dos quais 9 bilhões de reais em empreendimentos já previstos e o restante em outros projetos, alguns deles “incentivados pela abertura do mercado” com o programa federal, o chamado Novo Mercado de Gás.

A estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), responsável pela elaboração do plano, projetou uma possível demanda adicional de gás de 17 milhões de metros cúbicos por dia até 2029, caso as ações do governo tenham sucesso em viabilizar oferta do energético a preço-alvo de até 7 dólares por milhão de BTU.

Essa demanda seria viabilizada pelas indústrias de metanol, eteno e propeno, fertilizantes nitrogenados, pelotização, ferro-esponja, vidro, cerâmica branca e mineração, segundo a EPE.

GERAÇÃO DE ENERGIA

A matriz de geração de energia brasileira deverá passar por importante mudança ao longo da década, período em que a participação das hidrelétricas na capacidade instalada deverá cair de 64% estimados em 2020 para 49% em 2029, segundo o PDE.

O plano anterior já mostrava as hidrelétricas perdendo espaço, mas o novo aponta uma participação ainda menor da fonte, que já foi o carro-chefe da matriz brasileira.

A retração da fatia hídrica deverá ser compensada com expansão principalmente dos parques eólicos, que deverão somar 21 gigawatts em capacidade adicional nos próximos 10 anos e alcançar 17% da matriz ao final do período.

As térmicas, principalmente a gás, também serão destaque, com 20,9 gigawatts adicionais até 2029, enquanto as usinas hidrelétricas de grande porte deverão acrescentar apenas 1,8 gigawatt no período, segundo o cenário de referência da EPE.

Também terão significativo crescimento as usinas solares fotovoltaicas, com 7 gigawatts adicionais nos próximos 10 anos.

Mas a expansão solar ainda pode eventualmente mais que dobrar em cenário alternativo projetado pela EPE, em que o custo de investimento nas usinas da fonte tivesse redução de cerca de 30%.

“É estimado que, com o CAPEX menor, a expansão fotovoltaica no horizonte decenal… possa chegar a até 15.000 MW, ou seja, variando entre o indicado na expansão de referência e pouco mais que seu dobro”, apontou a estatal no PDE.

Já as instalações de geração distribuída –como solares em telhados ou regiões remotas– devem alcançar 11,4 gigawatts até 2029, com 1,3 milhão de sistemas, que exigirão quase 50 bilhões de reais em investimentos até lá.

TRANSMISSÃO, PETRÓLEO

Na área de transmissão de energia, o PDE projeta investimentos totais de 103 bilhões de reais até 2029, sendo 73 bilhões de reais em linhas e 30 bilhões em subestações.

Desse montante, 39 bilhões seriam para novas instalações, ainda não outorgadas, das quais o correspondente a 24 bilhões de reais referem-se a projetos já recomendados em estudos de planejamento.

No setor de petróleo, o plano decenal projeta aportes de entre 424 bilhões e 472 bilhões de dólares apenas para atividades de exploração e produção até 2029.

A estimativa leva em conta projeção de entrada em operação nos próximos 10 anos de 42 unidades estacionárias de produção (UEPs).

A produção em áreas da chamada cessão onerosa, incluindo volumes excedentes de áreas unitizáveis, deverá responder por cerca de 35% do total da produção brasileira de petróleo em 2029, segundo o PDE.

O pré-sal responderá por cerca de 77% da produção nacional de petróleo em 2029, “com forte participação da Bacia de Santos”, ainda de acordo com o plano.

Clique aqui e faça o download da Minuta do Plano Decenal de Expansão de Energia 2029

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Voltalia obtém incentivos fiscais para empreendimentos no Rio Grande do Norte

Ministério enquadrou duas usinas ao Reidi, num total de 71 MW de potência instalada e R$ 216,6 milhões em investimentos sem encargos

A Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia enquadrou as centrais de geração eólica Filgueira I e II junto ao Regime Especial para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi), segundo despachos publicados no Diário Oficial da União (DOU) e no portal do MME. O Reidi prevê a isenção de PIS/PASEP e Confins na aquisição de bens e serviços para empreendimentos de infraestrutura.

As usinas, que pertencem a multinacional Voltalia, serão construídas no município de Areia Branca, no Rio Grande do Norte, com período de execução previsto de fevereiro do ano que vem até dezembro do mesmo ano. O projeto da EOL Filgueira I compreende oito aerogeradores de 3,5 MW, totalizando 28,4 MW, enquanto a outra central contará com 12 unidades geradoras, perfazendo 42,6 MW de capacidade instalada. Com o enquadramento ao Regime Especial, o valor total a ser aplicado nos respectivos ativos é de aproximadamente R$ 216,6 milhões, sendo R$ 103 milhões da primeira usina e R$ 154,6 milhões da segunda.

Fonte: Canal Energia

Copel vence licitação para construir novo complexo eólico no Rio Grande do Norte

A Companhia Paranaense de Energia (Copel) está entre as vencedoras de um leilão promovido nesta sexta-feira (18) pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para a construção de novas usinas de geração eólica no Rio Grande do Norte. O contrato será de 20 anos e a futura venda da produção de energia do Complexo Eólico de Jandaíra sairá por R$ 98 o MWh.

O início do fornecimento está programado para 2025 – as obras dos quatro parque eólicos que vão compor o complexo começam no ano que vem, ao custo de R$ 400 milhões.

A Copel já tem cinco complexos em operação no Rio Grande do Norte, com operações que somam 643,4 MW de potência instalada, o suficiente para atender cerca de 2 milhões de pessoas. A empresa é segunda maior geradora de energia eólica do estado nordestino – e a sexta do Brasil.

Fonte: Gazeta do Povo

Eólica fecha preços mais altos e compromete mais garantia física

Foram viabilizados 1.040,23 MW de potência e vendidos, a R$ 98,73/MWh, 181 MW médios, equivalentes a 37% da garantia física total

A fonte eólica foi responsável por 28,2% do total de MW médios viabilizados no A-6 de 2019, realizado na sexta-feira (18/10). Foram viabilizados 1.040,23 MW de potência. No A-4 de junho, a fonte contratou apenas 400 MW. Os projetos vendidos no leilão representam investimentos de R$ 4,48 bilhões em contratos de vinte anos, com entrega prevista para 2025.

Foram contratados 44 parques, distribuídos entre Bahia (604,2 MW e 24 parques), Paraíba (214,8 MW e 6 parques), Piauí (59,4 MW e 2 parques) e Rio Grande do Norte (161,8 MW e 12 parques).

“Isso representa uma demanda de projetos represados”, avalia Darlan Santos, diretor do CERNE observando ainda o deságio de 47,68% que ocorreu em relação ao preço inicial de R$ 189/MWh. Ao final, o valor médio da energia comercializada foi de R$98,73/MWh.

De 480 MW médios de garantia física, os parques negociaram 181 MW no leilão, ou 37%. O percentual é mais alto que o negociado pelos parques do A-4, de apenas 30%.

Vencedores
Estreante em leilões no Brasil, a Statkraft correspondeu à maior parte da capacidade eólica viabilizado no leilão. Negociou os projetos eólicos Ventos de Santa Eugênia (420 MW, sendo 300 MW no leilão) e Serra de Mangabeira (75,6 MW), ambos na Bahia. O primeiro comercializou 75,3 MW médios (de uma garantia física total de 136,9 MW médios) e o segundo vendeu 12,1 MW médios (de 40,2 MW médios disponíveis). Os projetos foram adquiridos da Casa dos Ventos.

Em seguida aparece a Atlantic, com os complexos Aura Tanque Novo (49,7 MW) e Aura Caetité (109,4MW) na Bahia, e Aura Queimada Nova (59,4 MW), no Piauí. A PEC Energia viabilizou o Serra do Serido (MW), na Paraíba.

A Casa dos Ventos, o Ventos de São Januário (42 MW) na Bahia e Ventos de Santa Leia (67,2 MW) no Rio
Grande do Norte. No estado, a Copel vendeu 94,6 MW do complexo Jandaíra. Apareceu vencedora, ainda a Rio Energy, com o parque Caetité D (27,5 MW), na Bahia.

Em nota à imprensa, a Abeeólica comemorou o resultado: “o montante viabilizado será de grande importância para manter o crescimento sustentável da fonte eólica no mercado brasileiro”.

Fonte: Energia Hoje

 

Revisão das regras de geração distribuída entra em consulta pública

ANEEL decidiu nesta terça-feira (15), em reunião pública da diretoria, a abertura de consulta pública em continuidade à Audiência Pública nº 1/2019 para receber contribuições

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidiu nesta terça-feira (15), em reunião pública da diretoria, a abertura de consulta pública em continuidade à Audiência Pública nº 1/2019 para receber contribuições à proposta de revisão da Resolução Normativa 482/2012 referente às regras aplicáveis à micro e mini geração distribuída. Será realizada ainda audiência pública – sessão presencial – na sede da Agência em Brasília, no dia 7 de outubro.

Durante a reunião pública, o diretor-geral da ANEEL, André Pepitone, louvou a atuação da Agência, que em 2012, lançou normativo que propiciou maior empoderamento e engajamento do consumidor, permitindo gerar a sua própria energia. “A ANEEL saiu na vanguarda e por meio de decisão corajosa abriu o mercado de geração distribuída no Brasil em momento em que poucos acreditavam ou investiam nessa modalidade. Muito nos orgulha olhar hoje e ver a democratização dessa tecnologia entre os consumidores, com mais de 1.300 MW instalados. O regulador precisa equilibrar a regulamentação de modo que os consumidores que dependem exclusivamente da rede não sejam afetados por consumidores que geram a sua própria energia. Deve haver uma alocação justa de custos. Esse é o papel do regulador”, afirmou Pepitone.

A revisão da norma em 2019 foi prevista em 2015, quando da publicação da resolução 687/2015, que alterou a resolução 482/2012. A proposta em consulta pública sugere aperfeiçoamentos ao modelo do sistema de compensação de créditos, considerando os avanços da geração distribuída nos últimos anos. Acesse aqui infográficos com mais detalhes sobre a proposta da Agência.

Desde a regulamentação da resolução 482/2012 pela ANEEL, já foram implantadas mais de 120 mil unidades consumidoras com micro ou minigeração, e houve redução de 43% do valor dos painéis solares, que possuem vida útil de 25 anos. A fonte solar é a mais utilizada na modalidade, alcançando 98% das conexões.

Os interessados em participar da consulta pública devem encaminhar entre o dia 17 de outubro e 30 de novembro, contribuições ao e-mail cp025_2019@aneel.gov.br ou por correspondência para o endereço da agência em Brasília.

Alterações em debate

Na regra atual, quando a compensação de energia se dá na baixa tensão, quem possui geração distribuída (GD) deixa de pagar todas as componentes da tarifa de fornecimento sobre a parcela de energia consumida que é compensada pela energia injetada.

As alterações ao sistema de compensação propostas equilibram a regra para que os custos referentes ao uso da rede de distribuição e os encargos sejam pagos pelos consumidores que possuem geração distribuída. Isso vai permitir que a modalidade se desenvolva ainda mais e de forma sustentável, sem impactar a tarifa de energia dos consumidores que não possuem o sistema.

O diretor relator do processo, Rodrigo Limp, destacou que a medida permitirá o avanço responsável da modalidade geração distribuída, que permanece atrativa, sem gerar passivos para os demais consumidores. “A proposta em consulta reconhece que a geração distribuída veio para ficar, que a modalidade está crescendo exponencialmente e alcançou a maturidade, portanto, é tempo de revisarmos o normativo para mais adiante não termos um efeito colateral negativo ao sistema elétrico”, completou o diretor.

A proposta em debate prevê um período de transição para as alterações. Os consumidores que possuem o sistema de mini e microgeração permanecem com o faturamento da regra em vigor até o ano de 2030. Os consumidores que realizarem o pedido da instalação de geração distribuída após a publicação da norma (prevista para 2020), passam a pagar o custo da rede (TUSD Fio B e Fio A*). Em 2030, ou quando atingido uma quantidade de GD pré-determinada em cada distribuidora, esses consumidores passam a compensar a componente de energia da Tarifa de Energia (TE), e pagam além dos custos de rede, os encargos.

No caso da geração remota, a proposta prevê dois cenários. Os consumidores que já possuem GD continuam com as regras atualmente vigentes até o final de 2030. E os novos pedidos de acesso após a publicação da norma, prevista para 2020, passam a pagar custos de rede e encargos, também compensando a componente de energia da Tarifa de Energia.

Para a definição da proposta, a Agência realizou diversos estudos de cenários e consultas de mercado para garantir que a alteração não afetasse o desenvolvimento da tecnologia. Além disso, foi realizada audiência pública sobre a análise de impacto regulatório no período de 24 de janeiro a 9 de maio com audiências presenciais em três capitais: Brasília, Fortaleza e São Paulo. Foram recebidas 272 contribuições documentais nessa fase da audiência pública, e 106 exposições nas sessões presenciais.

Os estudos realizados pela Agência e as contribuições recebidas indicam que, mesmo com a alteração do regulamento, o retorno do investimento em geração distribuída continua muito atrativo. O payback (retorno) do investimento é estimado em quatro e cinco anos.  Caso o consumidor desejasse gerar sem conexão com a rede (off grid) o investimento com baterias e sua manutenção chegaria a R$240.500,00, valores estimados. Cerca de 9 vezes mais caro do que se atuar conectado à rede de distribuição.

Fonte: ANEEL

16ª Rodada da ANP tem recorde de arrecadação, com R$ 8,9 bilhões

O valor do bônus de assinatura do bloco C-M-541 foi aproximadamente R$ 4,03 bilhões e não R$ 4,3 bilhões como enviado anteriormente.

A 16ª Rodada de Licitações arrecadou R$ 8,9 bilhões em bônus de assinatura, valor recorde entre as rodadas no regime de concessão já realizadas no Brasil. A rodada irá gerar investimentos de, pelo menos, R$ 1,58 bilhão apenas na primeira fase dos contratos de concessão (fase de exploração).

Foram arrematados 12 dos 36 blocos marítimos ofertados, com ágio médio de bônus de assinatura de 322,74%. O bloco C-M-541, na Bacia de Campos, teve o maior bônus de assinatura já ofertado para um bloco em rodadas de concessão, cerca de R$ 4,03 bilhões. Ao todo, 11 empresas, originárias de nove países, fizeram ofertas, sendo que dez arremataram blocos. A área total arrematada foi de cerca de 11,8 mil km².

Para o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, presente na sessão pública de ofertas, a licitação superou todas as expectativas. “O leilão teve recorde em arrecadação de bônus de assinatura. Isso mostra que a política para o setor de petróleo e gás natural está no rumo certo e abre novas perspectivas para o Leilão do Excedente da Cessão Onerosa e a 6ª Rodada de Partilha, que serão realizados este ano”, observou.

Já o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, ressaltou a importância dos investimentos que serão gerados. “Como resultado dessa rodada, estimamos de três a quatro novas plataformas no litoral dos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, uma produção de 400 a 500 mil barris por dia e arrecadação na ordem de R$ 100 bilhões em tributos e participações governamentais ao longo da vida dos projetos”, afirmou.

Além do ministro e do diretor-geral da ANP, também compareceram outras autoridades, representantes de empresas e os diretores da Agência Aurélio Amaral, Amorelli Júnior, Felipe Kury e Cesário Cecchi.

Veja abaixo os blocos arrematados na 16ª Rodada:

Nome da Bacia

Nome do Setor

Nome do Bloco

Empresa/Consórcio

Vencedor

Bônus

de assinatura (R$)

Campos SC-AP4 C-M-477 Petrobras (70%)*; BP Energy (30%) 2.045.000.000,00
Campos SC-AP4 C-M-541 Total E&P do Brasil (40%)*; Petronas (20%); QPI Brasil (40%) 4.029.302.001,00
Campos SC-AP4 C-M-659 Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) 714.000.000,96 
Campos SC-AUP3 C-M-479 ExxonMobil Brasil (100%)* 25.350.000,00
Campos SC-AUP3 C-M-661 Petronas (100%)* 1.115.727.860,24
Campos SC-AUP3 C-M-715 Petronas (100%)* 24.977.060,00
Campos SC-AUP4 C-M-713 Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) 550.800.000,31 
Campos SC-AUP4 C-M-795 Repsol (100%)*                9.528.800,00
Campos SC-AUP4 C-M-825 Repsol (60%)*; Chevron (40%) 12.386.686,00
Campos SC-AUP4 C-M-845 Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%) 26.955.686,00
Santos SS-AUP5 S-M-766 Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%) 54.141.686,00
Santos SS-AUP5 S-M-1500 BP Energy (100%)* 307.753.753,00

*Operadora

Espanhola Iberdrola olha Brasil com otimismo e avaliará privatizações em energia

O grupo espanhol Iberdrola está otimista com o atual momento do Brasil, onde controla a elétrica Neoenergia, e avaliará de perto privatizações de ativos no setor de eletricidade local, disse à Reuters nesta quarta-feira o presidente da companhia, Ignacio Galán.

O apetite, que pode eventualmente aumentar ainda mais o já robusto plano de investimentos da Neoenergia, que prevê aporte de 30 bilhões de reais no país até 2022, é embalado por expectativas de reformas econômicas, disse Galán, que está à frente da Iberdrola desde 2001 e já conheceu cinco presidentes brasileiros.

“Se houver oportunidade de alguma privatização, de distribuidoras ou geradoras, estudaremos e olharemos”, afirmou o executivo. “De claro, de concreto, temos nosso ‘business plan’. Outros (negócios), quando acontecerem, olharemos, estudaremos e veremos. Teremos interesse, sem dúvida.”

O executivo não citou possíveis alvos, mas destacou que a Iberdrola e a Neoenergia têm poder de fogo para voos altos.

“Nós temos fundos próprios, temos todos os bancos do mundo atrás de nós, porque nossos níveis de endividamento globais são baixos. E a capacidade de gerar caixa é muito elevada. A companhia gera neste momento, o grupo, em torno de 50 bilhões de reais ao ano. Dá pra comprar muitas coisas (risos). Portanto, não é um problema de dinheiro, é um problema de oportunidades”.

Galán, que visita o país com frequência —mais de uma dezenas de vezes em alguns anos— disse que há um novo humor em relação ao Brasil no mundo devido às perspectivas de reformas prometidas pelo ministro da Economia, Paulo Guedes.

“Falou-se por muito tempo da reforma da Previdência, vários governos queriam fazer e finalmente vai acontecer. Isso é um ponto positivo de cara para os mercados financeiros, é um problema a menos no país. Há comentários do Guedes de que essa é a primeira de uma cadeia de reformas que o país quer empreender em muitos campos e isso é muito bem recebido.”

Leilões e energia elétrica

Em paralelo, o grupo espera crescer no Brasil com a busca por ativos de geração renovável e transmissão em leilões do governo brasileiro para novos projetos, através da Neoenergia, que já avalia uma próxima licitação de concessões para a construção de linhas de transmissão agendada para dezembro.

No último pregão de transmissão, em dezembro passado, a Neoenergia foi a maior vendedora, com quatro lotes de empreendimentos que demandarão 6 bilhões de reais em investimentos.

“De imediato, temos os leilões. O de transmissão, estamos nos preparando e participaremos. Conhecemos bem, podemos agregar valor e sabemos fazer as coisas de uma maneira profissional, e não especulativa”, afirmou Galán.

A Neoenergia também se esforçará para ampliar o portfólio de projetos de geração renovável no país por meio de contratos privados, no chamado mercado livre de energia, onde grandes consumidores podem assegurar o suprimento diretamente em negócios com geradores e comercializadoras.

A companhia anunciou no mês passado que aprovou um orçamento de 1,9 bilhão de reais para um parque eólico entre Piauí e Bahia que terá 70% da produção futura comercializada junto a clientes livres.

“Há uma equipe comercial muito potente que está reforçando-se precisamente para esse tema. No México somos o segundo maior produtor de eletricidade, depois apenas do Estado mexicano, com cerca de 20% da energia do país. E a maior parte é vendida para clientes privados”, apontou Galán.

O chefe da Iberdrola ainda elogiou os planos do Ministério de Minas e Energia brasileiro de implementar uma reforma liberalizante nas regras do setor elétrico, o que segundo ele deverá atrair mais investimentos.

“Nós temos um programa de geração distribuída de energia, de colocar nas casas dos clientes painéis solares. Tudo isso, quanto mais se liberaliza (o mercado), mais rápido pode se fazer.”

Ele ponderou, no entanto, que as reformas também podem gerar algum risco, exigindo cautela, o que segundo ele está no radar do governo e do ministro de Minas e Energia, o almirante Bento Albuquerque.

“O ministro, por ser um almirante, um militar, é como um engenheiro, uma pessoa ordenada, sistemática. E isso é positivo, não percebo surpresas no planejamento energético do Brasil. Percebo uma linha ascendente rumo a uma maior liberalização, maior privatização, energias mais sustentáveis.”

A Neoenergia possui distribuidoras de energia no Nordeste e Sudeste do Brasil, com 34 milhões de clientes, além de operar linhas de transmissão e ativos de geração com cerca de 4,5 gigawatts em capacidade.

A companhia concluiu em julho uma oferta inicial de ações na bolsa brasileira B3 que movimentou 3,7 bilhões de reais. Os papéis da companhia acumulam variação positiva de cerca de 30% desde então.

Fonte: Reuters | Luciano Costa; edição de Roberto Samora

Projeto instala meliponário em comunidade rural do RN e pode dobrar produção de mel de associação

Uma comunidade rural localizada em Jandaíra, no Mato Grande potiguar, participou de um projeto para ampliar a produção de mel de abelha na região. A expectativa é de que o incremento possa dobrar a produção anual e gerar uma renda mais digna aos produtores. Atualmente, são colhidos 300 quilos de mel por ano.

A localidade de Cabeço foi a beneficiada com o EDP Renováveis Rural, programa desenvolvido pela EDP Renováveis. A empresa atua no setor de energias renováveis e desenvolve o projeto em comunidades no entorno de onde estão instalados seus empreendimentos. No Rio Grande do Norte, são dois complexos eólicos e um parque.

O incremento na produção se deu pela instalação de um novo meliponário, estrutura de madeira para a criação de abelhas e produzir de mel. Oito famílias foram beneficiadas diretamente pela doação. De acordo com Jailza de Oliveira Melo, presidente da Associação dos Jovens Agroecologistas Amigos do Cabeço (Joca), eram pessoas da comunidade que tinham rendas insuficientes para o sustento. “Agora estamos felizes que eles terão uma renda melhor”, acrescentou.

Jailza explica que o novo meliponário será gerenciado especificamente por essas famílias, que dividirão entre si o dinheiro gerado pela produção de mel. Antes, os 14 associados à Joca rateavam entre si o lucro que entrava. A associação dispunha, de um só meliponário matriz, de maior porte.

Somente com a nova estrutura, a associação já produziu 150 quilos de mel neste ano de 2019, tendo sido a primeira e única colheita em junho passado. Jailza diz que, no ano que vem, essa quantidade deve dobrar, atingindo duas vezes o que já era produzido só com um meliponário.

Projeto

O EDP Renováveis Rural foi concluído junto à Juca na semana passada e começou em janeiro. De acordo com o que explica Emiliana Silveira, especialista em meio ambiente do projeto, houve ainda a implementação de “tecnologias sociais” em outras três comunidades: Zebelê, Tubibas e Lagoa de Serra Verde.

Nestas, desenvolveu-se programas na criação de galinha caipira, houve instalação de cisternas e reforma de casa de farinha. A diversidade de atividades se dá porque, segundo Emiliana Silveira, o projeto social estuda as características de cada localidade, para direcionar as ações. Ao todo, 39 famílias foram beneficiadas.

O programa é dividido em quatro etapas. A primeira é o diagnóstico, em que os técnicos identificam as características do local a ser beneficiado. Em seguida, há a implementação desses projetos, com a companhamento da empresa. O encerramento é a terceira etapa. Nessa fase, ocorre a formalização dos canais de vendas dos produtos, além da produção de catálogos de práticas desenvolvidas e o monitoramento das atividades por parte da EDPR.

A quarta fase é o acompanhamento, momento em que o desenvolvimento projeto social é monitorado, para garantir sua efetivação. O acompanhamento acontece por até seis meses, segundo Emiliana Silveira.

A especialista em meio ambiente conta que, além das quatro comunidades contempladas neste último pacote, já houve a realização do projeto em outras três, nos municípios de Jandaíra e Parazinho, entre 2017 e 2018.

Fonte: G1 RN

Aprovada regra para reduzir a inadimplência dos consumidores na CCEE

Na última reunião de Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ocorrida em 1º de outubro de 2019, foi aprovada a regra para incentivar a redução da inadimplência dos consumidores na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), por meio do Despacho nº 2.683/2019.

Para evitar que consumidores livres inadimplentes retornem ao mercado cativo, deixando débitos elevados a serem suportados pelos demais agentes da Câmara, os diretores da ANEEL votaram com unanimidade a favor do desligamento e suspensão do fornecimento às unidades inadimplentes e, enquanto a quitação ou negociação com a CCEE estiver pendente, não será permitida a celebração de contratos com a distribuidora.

“A inadimplência é um problema que tem que ser combatido tanto no mercado livre quanto no mercado regulado.” afirma o advogado especializa em energia, Frederico Boschin.

Ele destaca que a maior fatia da inadimplência dos consumidores livres decorre de fatores como o regime de afluência de chuvas. “O risco hidrológico continua sendo ainda o grande problema do suprimento de energia no Brasil, e o grande buraco quanto a inadimplência dentro da CCEE, que representa a parcela de 95% da inadimplência no mercado livre”, explica Bosquin.

Embora a medida tenha respaldo em regramentos pré-existentes, como a Lei nº 8.987/1995 e a Lei nº 9.427/1996, algumas passagens da Resolução Normativa nº 414/2010 geravam dúvidas aos agentes, uma vez que a religação do fornecimento parecia estar condicionada apenas à inadimplência com a distribuidora.

Divulgação: Frederico Boschin com informações da Aneel

Chesf conclui aumento na capacidade de transmissão do CE e RN

A Chesf anunciou a conclusão da obra de recapacitação da linha de transmissão Banabuiú – Russas II C1 em circuito simples e em 230 kV, com extensão de 110,4 Km que perpassa o estado do Ceará. A obra de melhoria contou com investimentos da ordem de R$ 10,5 milhões e o empreendimento foi disponibilizado para operação comercial pela empresa no dia 10 de setembro.

A iniciativa permite a companhia elevar o limite de carregamento de curta duração, de 437 para 621 Ampere, melhorando a capacidade de escoamento potencial da energia eólica e solar produzida tanto no Ceará quanto no Rio Grande do Norte.

Fonte: Canal Energia

CERNE apresenta perspectivas para as renováveis na Câmara Setorial de Energia do RN

O encontro aconteceu nesta quinta-feira (26), no gabinete da Secretaria de Desenvolvimento Econômico do RN.

O Diretor presidente do CERNE, Darlan Santos, ministrou palestra durante a 1ª reunião ordinária da Câmara Setorial de Energia do RN. Darlan apresentou aos integrantes da Câmara o cenário atual das energias eólica e solar fotovoltaica no estado e também no Nordeste.

Entre as perspectivas para o RN a curto prazo, Darlan destacou o desenvolvimento de um atlas e a preparação para a chegada de novos equipamentos, diferenciados tanto em tecnologia quanto em tamanho físico.
Em relação à energia solar, observa-se o início do processo de geração centralizada fotovoltaica, a partir dos projetos que disputam leilões e também de plantas que deverão trabalhar com vistas ao mercado livre.

A possibilidade de uso de áreas de assentamento também determina uma expansão significativa das áreas passiveis de receber investimentos ligados ao setor energético.

Darlan ressaltou a necessidade de discutir e estabelecer um posicionamento sobre a questão da distribuição do ICMS da geração, em contraponto à discussão de projetos sobre “royalties de vento”.

“Penso que a discussão deve passar pela re-equacionalização da distribuição desse tributo. Isso vai fazer uma diferença significativa, especialmente para os estados do Nordeste”, enfatizou o Presidente do CERNE.

Ao final, Darlan relembrou a necessidade de incluir nos debates a nova eólica offshore, que a cada dia torna-se mais real no cenário energético nordestino e pode ajudar a alavancar ainda mais a participação das renováveis na matriz energética brasileira.

O Secretário de Desenvolvimento Econômico do RN, Jaime Calado, elogiou a atuação do CERNE ao monitorar o setor energético com eficiência e falou sobre o bom trabalho que vem sendo realizado pelo IDEMA, inclusive na busca de ferramentas que contribuam para a ampliação dos serviços relacionados às licenças ambientais. Calado também falou aos presentes sobre as principais vantagens do novo programa de incentivos fiscais do governo do RN. Segundo o Secretário, a nova configuração deve atrair investimentos para regiões mais distantes do estado.

Também participaram com apresentações durante a 1ª reunião ordinária da Câmara Setorial de Energia do RN o IDEMA/RN e a Secretaria Estadual de Tributação. O próximo encontro deve acontecer dentro de dois meses.

Fonte: CERNE Press

Presidente do CERNE fala sobre as perspectivas da energia eólica no Fórum Potiguar de Energias Renováveis

O Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Darlan Santos, apresentou as perspectivas da energia eólica no estado do Rio Grande do Norte no Fórum Potiguar de Energias Renováveis, que aconteceu nesta terça-feira (24), no auditório do Holiday Inn. Ele mostrou a linha do tempo explicando como o estado virou a maior produtora de energia eólica, desde 2009 até os dias de hoje. Com mais de 600 parques construídos no Brasil, só no Rio Grande do Norte foram 150 parques e mais de 4 gigawatts. “O setor demonstra ter mais perspectiva para o futuro”.

Durante sua apresentação, o presidente da Cerne expôs a evolução da implantação da energia dos ventos, com perspectivas para chegar em 20 gw, no ano de 2024. De acordo com ele, o estado potiguar ficou em quinto nos fatores de capacidade médios, ou seja, na parte viabilidade de implantação, com 42%, no ano de 2018. Já na geração média, o RN é o maior produtor de energia eólica no país, com a Bahia em segundo lugar. Darlan também salientou que o estado baiano tem uma capacidade territorial e geográfica melhor.

 

A médio prazo está o estabelecimento de projetos híbridos de eólica e fotovoltaica, já que no Nordeste o clima favorece. A Consolidação de empresas locais de mão de obra especializada para manutenção de aerogeradores. A longo prazo está potenciação dos parques por conta da rápida evolução tecnológica, análise regulatória e o espaço para equipamentos offshore, com um potencial enorme na costa do Rio Grande do Norte e no Ceará, apesar de não ter um modelo regulatório. Darlan falou ainda da necessidade de se ter uma discussão e estudo sobre o assunto em questão. “Isso só mostra o quanto esse projeto tem potencial no nosso estado, precisamos debater”, comentou.

O status atual de parque eólicos no estado é de 49 construções não iniciadas e 152 em operação, principalmente na parte litoral passando por João Câmara e outros municípios do interior, considerado a maior geração de aero geradores no país. No próximo leilão nacional, o Rio Grande do Norte vai disputar 199 projetos e mais de 6 gigas de recursos energéticos com outros estados brasileiros.

Fonte: CERNE Press com informações FIERN

Fotos: Divulgação/FIERN

Brasil Energia – Continuidade dos parques

Manutenção eólica passa por mudanças de estratégia e vê novas tecnologias disponíveis para manter os aerogeradores operando

Toda máquina ou equipamento é projetado para uma determinada vida útil desde que seja cumprido um determinado ciclo de manutenção. Especificamente no setor eólico, a manutenção preventiva deve garantir que o aerogerador esteja apto a operar especialmente na safra de vento, conforme a sazonalidade da região. Com o amadurecimento da operação dos parques, este segmento começa a passar por mudanças.

Como os investimentos em eólica são de longo prazo – 20 anos ou mais -, caso o aerogerador não atenda às expectativas de geração e disponibilidade ao longo de cada ano, o investidor não obterá o retorno inicialmente projetado.

Ou seja, para usinas eólicas, que operam em regime continuo 24/7, a rotina de manutenção é mandatória.

“Parques eólicos em geral estão em operação contínua e são muito relevantes para o sistema elétrico nacional, principalmente no nordeste do Brasil, onde mais de 50% da demanda é atendida por essa fonte renovável de energia”, pondera Jorge Alcaide, presidente da Wärtsilä no Brasil.

Uma das principais fornecedoras de equipamentos para os segmentos de óleo e gás e energia no Brasil, a Finlandesa Wärtsilä prevê inaugurar ainda neste ano uma base dedicada ao segmento de eólica. A Finlandesa escolheu o Brasil para ser o projeto-piloto no setor eólico global.

A nova base da companhia deve entrar em operação no final do ano, em Pernambuco.

Para Alcaide, independentemente da idade dos parques, a manutenção deve ser parte integrante da rotina dos ativos para garantir a vida útil de 20 anos estabelecida em contrato no ambiente regulado e para atendimento as cláusulas de financiamento de longo prazo.

Para o Diretor de Novas Energias da WEG, João Paulo Gualberto Silva, o maior benefício da manutenção é a certeza de o fluxo de caixa projetado do investidor ser realizado.

“Se o vento sopra e o aerogerador está disponível, a geração produzirá a receita esperada”, observa.“Um bom programa de manutenção identificar e previne futuros defeitos. Uma manutenção ineficiente, trará não só gastos imprevistos/adicionais como também perda de disponibilidade e geração”.

Silva lembra que os parques eólicos no Brasil são relativamente novos, ainda não chegaram em sua grande maioria na metade de sua vida útil dos aerogeradores.

De acordo com dados da Aneel, em 2020 serão 906 MW com mais de dez anos em operação – tempo médio de duração dos contratos de manutenção normalmente assinados pelos geradores com os fabricantes de turbinas. Até 2024, esse potencial mercado para novos contratos de manutenção salta para 4.959 MW – só em 2014, entraram 2.785 MW.

“A medida que os anos passam, os aerogeradores terão que sofrer ações corretivas mais frequentes”, observa. “É neste momento que perceberemos com mais ênfase o resultado de uma boa manutenção. Aqueles empreendimentos que tiveram programas de manutenção deficientes terão custos maiores e paradas mais frequentes”.

Itens Críticos

O consultor da UL, Alexandre Pereira, lembra que, no Brasil, os ventos fortes e constantes aceleram o desgaste dos equipamentos. “Seria o equivalente a um carro que circula sem parar porque o combustível é inesgotável e fatura-se por km rodado”, compara.

Segundo Pereira, as condições meteorológicas de temperatura, umidade, areia e salinidade de alguns locais do Brasil são muito agressivas e desfavoráveis para equipamentos elétricos/eletrônicos, sensores, graxas e óleos lubrificantes usados em turbinas eólicas. “Por isso é fundamental que o plano de manutenção dos equipamentos seja adequado às condições operacionais de cada local”, reforça.

Essas peculiaridades tornam necessária a tropicalização dos equipamentos para atender melhor o ambiente brasileiro, já que os equipamentos disponíveis hoje no mercado foram projetados para os ventos da Europa, com uma previsão de vida útil de 20 anos, devido ao fator de capacidade de 20% a 25%. Mas os ventos do Brasil são fortes e constantes, com fator de capacidade entre 40% a 45%. Logo, os equipamentos se desgastam mais.

Entre os itens críticos para a manutenção dos parques, dados de consultorias internacionais apontam que o equipamento de maior atenção e desgaste em um aerogerador é a caixa de engrenagem instalada dentro da casa de máquinas, no topo do aerogerador, entre o gerador elétrico e o rotor das pás.

Apesar dos progressos que foram feitos na confiabilidade da caixa de engrenagens, esse ainda seria o elo fraco da cadeia, especialmente pelo custo e tempo de reparo. Além da caixa de engrenagem, outros itens considerados críticos são a caixa multiplicadora e pás, apontam especialistas ouvidos pela Brasil Energia.

Ventos da mudança

Se no início do mercado a manutenção de aerogeradores focava em prevenção e correção, atualmente fala-se em manutenção preditiva para os componentes mais críticos.

“No entanto, é fato que o setor de manutenção passará por grandes mudanças e salto tecnológico nos próximos anos”, a afirma Silva, da WEG. Segundo ele, com a indústria 4.0, os aerogeradores serão cada vez mais equipados com sensores que permitam acompanhar em tempo real a condição de cada componente e, assim, ser muito mais e ciente nas eventuais manutenções corretivas. “Os softwares serão cada vez mais refinados, incluindo big data, machine learning, gêmeos digitais e inteligência artificial”, comenta Silva.

Outra tendência, segundo Alcaide, da Wärtsilä, é a adoção de Conditioning Monitoring System (CMS) que através de inteligência artificial, integra os alarmes dos supervisórios (SCADA) com os sistemas de manutenção (CMMS).

“Isso facilita o acesso a informações relevantes sobre a performance do parque eólico e confiabilidade dos ativos”, explica.

Existe ainda uma silenciosa mudança em curso, tão importante e impactante para o mercado quanto as transformações tecnológicas.

Boa parte dos contratos iniciais, firmados com os fabricantes, chega, nos próximos anos, à sua fase final, próxima do encerramento. E a primarização por parte dos proprietários, de assumir a manutenção dos ativos, é um assunto que vem sendo discutido cada vez mais no setor.

A CPFL, por exemplo, avalia a primarização de O&M em um parque no Rio Grande do Norte, a partir de janeiro de 2021. “A perspectiva é de redução de custos, mas, para a companhia, o principal é que vamos trazer para dentro da empresa um know how em operação e gestão que poderá ser replicada, no futuro, em outros parques”, explica o superintendente de O&M Eólica da CPFL Renováveis, Ricardo Barbosa, que preferiu não dizer qual parque terá operação primarizada. A companhia tem 1.308 MW eólicos em operação e 69 MW em construção.

A notícia não é muito boa para os fabricantes, já que atualmente, no Brasil, 90% das usinas eólicas utilizam os contratos de manutenção do tipo full scope, onde os fabricantes assumem todas as responsabilidades pela operação e manutenção dos equipamentos.

“A primarização com apoio de um terceiro é uma tendência no Brasil, como já ocorreu no mundo. Em Portugal, por exemplo, a manutenção dos parques eólicos é feita muitas vezes pelo proprietário do parque, que ao longo dos anos foi adquirindo experiência para realizar a atividade”, afirma o diretor técnico da Abeeólica, Sandro Yamamoto.

“Mas o Brasil é diferente de outros países. Temos grandes grupos com essa capacidade. Mas temos várias empresas que são menores, com menos interesse em bancar essa atividade”, pondera.

Yamamoto observa que, de olho nas oportunidades de negócios nesse segmento, empresas com atuação internacional aterrissaram no Brasil. Mas existem, no país, casos de grandes especialistas de parques que saíram de empresas multinacionais e montaram seus próprios negócios, principalmente no segmento de manutenção de aerogeradores.

Colaborou para isso, segundo Yamamoto, o encerramento das atividades, no Brasil, da indiana Suzlon e da argentina Impsa, duas pioneiras na fabricação de aerogeradores no país. “Com isso, os proprietários dos parques que eram atendidos pela Suzlon e pela Impsa foram obrigados a contratar outras empresas para fazer a manutenção dos equipamentos. Essas empresas, por sua vez, acabaram se qualificando para prestarem serviços para outros parques”, avalia.

“Lá atrás, os fabricantes colocavam as atividades de operação e manutenção em seus contratos muito porque, na época, não havia mão de obra qualificada, nem mesmo para construção, imagina para fazer a manutenção das máquinas”, recorda Darlan Santos, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne). “O custo homem-hora das fabricantes é muito alto. Os proprietários dos parques estão começando a enxergar isso e a contratar empresas locais”, conta.

Para especialistas, apesar da primarização ser uma clara tendência, nem todos os proprietários devem aderir. Empresas estatais tendem a manter contratos de longo prazo, enquanto as privadas teriam mais apetite por reduzir custos e contratar empresas locais.

Sendo que a primarização aconteceria principalmente entre os grupos mais maduros e consolidados.

“É algo que vai acontecer nos contratos mais novos, na medida que os componentes forem saindo da garantia. Daí o investidor vai avaliar se mantém o contrato com a fabricante ou primariza”, afirma Yamamoto, da Abeeólica.

O diretor avalia que as fabricantes, grandes empresas de atuação internacional e experiência de muitos anos, já têm no radar essa evolução do mercado e a possibilidade dessa mudança de contratos.

Histórico e transparência

Ponto pacífico entre os especialistas ouvidos pela Brasil Energia: o custo associado a uma falha catastrófica é como a quebra de uma pá. Para além da rotina de manutenção, isso poderia ser evitado com o levantamento do histórico de falhas dos equipamentos.

“Até hoje não temos a real noção do impacto dos ambientes nas máquinas. Podemos ter esse tipo de informação mais para a frente. Ainda vamos construir esse histórico “, afirma Santos, do Cerne. ” O ideal seria aguardar o segundo ciclo dos projetos. Só quando fechar um ciclo podemos fechar números “.

Segundo Santos, esse tipo de relatório, comum na Europa, virá com o amadurecimento da indústria como já existe em outros segmentos, como o setor de petróleo que costuma divulgar, inclusive, essa informação.

Esse acervo histórico pode ser prejudicado pela substituição das máquinas, devido ao rápido avanço tecnológico, ou pelo chamado re-power. “A repotenciação das máquinas pode dificultar a elaboração de estudos sobre a manutenção, criar memória da vida dos equipamentos”.

Fonte: Brasil Energia | Cassiano Viana