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Leilão A-4 deve ter baixa demanda e grande deságio, dizem especialistas

O governo realiza amanhã um leilão de energia do tipo A-4, que contratará projetos novos de geração com início do fornecimento em 2022. Enquanto há mais de 47 gigawatts (GW) em projetos cadastrados para a disputa, a demanda das distribuidoras deve ser novamente baixa, achatando os preços, como aconteceu no certame realizado em dezembro.

Segundo especialistas ouvidos pelo Valor, os preços máximos determinados para as fontes estão adequados, mas deve haver um deságio significativo devido à oferta desproporcionalmente grande em relação à demanda.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) cadastrou 48.713 megawatts (MW) de potência para o leilão. A fonte eólica lidera com 26,2 mil MWs e 931 projetos, seguida pela fonte solar fotovoltaica, que teve 20 mil MW cadastrados por 620 empreendimentos.

O número é parecido com o resumo dos cadastrados para o A-4 de dezembro do ano passado, que contou com 47,9 mil MW. O certame, no entanto, contratou apenas 228,7 megawatts (MW) médios e 674,5 MW de potência, muito aquém do desejado pelas indústrias de geração das fontes renováveis. A competição intensa achatou os preços, e os projetos saíram com deságios de mais de 50% em relação aos preços máximos determinados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

“A tendência novamente é que os preços fiquem baixos pelo fato de termos uma oferta muito alta. O problema é que começam a aparecer preços que se descolam da realidade, não refletem a realidade da indústria”, disse uma fonte do setor de energia eólica, que prevê contratação de 300 MW médios no leilão.

Para a diretora executiva da consultoria Thymos Energia, Thais Prandini, o leilão deve contratar de 500 MW médios a 700 MW médios. “Nossa expectativa é que tenhamos contratação importante de solar, e, talvez um pouco menor da fonte eólica”, disse.

“O setor fotovoltaico deverá ser bastante agressivo na apresentação de preços”, disse Rodrigo Sauaia, presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Além da competição, ele citou que as fontes devem disputar a margem de escoamento da energia gerada, devido às limitações de transmissão no Nordeste. “Quando as fontes competem entre si, o preço é um fator de desempate”, explicou.

Embora as perspectivas para o leilão apontem uma contratação baixa, a disputa ainda é vista como boa oportunidade para liberar parte dos projetos de fontes renováveis no Nordeste que estão “represados” devido ao baixo volume de contratação dos últimos anos.

“Isso tem começado a impactar a economia local [do Nordeste]. Até um ano atrás não estávamos sentido esse impacto. Mas agora já começa a acontecer. Se tivermos contratações fracas no A-4 e no A-6, começaremos a ter um risco de desaceleração nessas regiões, com desmobilização de pessoal, etc. Mas Acho que esses leilões devem contratar bem. Estou com um otimismo morno”, afirmou o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates.

A EPE também cadastrou projetos de termelétricas a biomassa para o leilão, além de hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e centrais geradoras hidrelétricas (CGHs). Segundo Thais, da Thymos, essas fontes devem ter uma participação secundária no leilão.

Segundo o presidente do conselho de administração da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), o leilão A-6 acaba sendo uma opção melhor para as fontes hídricas que o A-4, porque dá ao investidor um tempo maior para construir a usina.

Fonte: Camila Maia e Rodrigo Polito | Valor Econômico

Falha em linha de transmissão no Xingu provoca apagão no Norte e Nordeste

O apagão que atingiu todos os nove estados do Nordeste, além do Amazonas, Pará e Tocantins na tarde desta quarta-feira (21) foi provocado por uma falha em um disjuntor na subestação de Xingu, conectada à linha de transmissão operada pela concessionária Belo Monte Transmissora de Energia, controlada pela empresa estatal chinesa State Grid, responsável pelo escoamento da energia gerada pela usina de Belo Monte, no Pará.

A queda ocorreu por conta de erro na calibração do disjuntor, equipamento que faz o controle automático da energia que passa pela linha. O componente estava calibrado para receber até 3.700 megawatts (MW) de potência, em vez de mais de 4 mil MW, como deveria. Ontem, quando a transmissão atingiu esse volume limite, o disjuntor simplesmente caiu, paralisando todo o resto da rede. A ONS explicou, em nota oficial,  que os sistemas Sul, Sudeste e Centro-Oeste ficaram desconectados do Norte e Nordeste.

Para o Diretor-Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais Energia (CERNE), Jean-Paul Prates, o problema que desencadeou o apagão não está relacionado com o tipo de fonte utilizada e sim com a operação da linha de transmissão. “Neste caso, o questionamento importante a se fazer é quanto à segurança do sistema de transmissão”.

Na opinião do especialista, o caso tem que ser apurado de forma transparente e as responsabilidades devem ser expostas para que se evitem falhas de operação como a que parece ter ocorrido.

“Não dá para escamotear responsabilidades num caso como este, principalmente por motivações políticas. Se houve algo errado, é preciso apurar e trazer à luz. Afinal, o sistema elétrico nacional hoje não é mais operado por uma empresa só, e é preciso distinguir responsabilidades e penalidades, para não se generalizar ou errar quanto a isso”, finaliza.

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Fonte: CERNE Press

BNDES reduz spread e amplia prazo de financiamentos até 34 anos

BNDES baixou o juro de 1,7% para 0,9% ao ano nos empréstimos feitos pelo banco para projetos acima de R$ 20 milhões nas áreas de segurança pública, saneamento, energia solar, inovação; e nas linhas voltadas à exportação

O BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) anunciou nesta terça (6) a redução de taxa de juros de suas principais linhas em setores específicos.

Nos empréstimos feitos pelo BNDES, é cobrada a TLP (taxa de longo prazo válida desde janeiro), mais um spread, que remunera o banco. É esta taxa que foi reduzida nas principais linhas.

Em linhas gerais, o BNDES baixou o juro de 1,7% para 0,9% ao ano nos empréstimos feitos pelo banco para projetos acima de R$ 20 milhões nas áreas de segurança pública, saneamento, energia solar, inovação; e nas linhas voltadas à exportação.

Também nos projetos de grande porte, mas voltados às áreas de mobilidade, energia eólica, geração, transmissão e distribuição de energia, a redução foi um pouco menor, de 1,7% para 1,3% ao ano.

Em alguns dos empréstimos indiretos (aqueles que são repassados por outros bancos), como os que envolvem a compra de ônibus e caminhões por pequenas e médias empresas, a queda foi de 1,87% para 1,27% ao ano.

Em algumas linhas, no entanto, houve aumento. Como nos empréstimos para equipamentos importados sem similar nacional (de 1,7% para 2,1% ao ano), e a compra de ônibus e caminhões por grandes empresas (de 1,87% para 2,1%). A alta mais expressiva foi em capital de giro para grandes empresas, de 1,27% para 2,1% ao ano.

O BNDES também alongou o prazo de financiamento em alguns casos, como projetos de ferrovias, rodovias, hidrovias e mobilidade urbana, de 20 anos para até 34 anos. Em energias alternativas, esse prazo pode chegar a 24 anos. Capital de giro se mantém em 5 anos.

Com as mudanças, disse o presidente do banco, Paulo Rabello de Castro, o spread médio do banco caiu de 1,7% para 1,3% ao ano.

Segundo ele, cerca de 85% das operações do banco contarão com taxas mais baixas ou similares às cobradas anteriormente.

TLP Nos empréstimos feitos pelo BNDES, a TLP (taxa de longo prazo) incide desde janeiro, em substituição a TJLP. Inicialmente, ela é igual à TJLP, mas em cinco anos, gradualmente, se igualará à taxa de mercado, tomando como base um dos títulos da dívida pública, a NTN-B.

Segundo o banco, a TLP ficou em de cerca de 2,7% em janeiro, mais a inflação do período do contrato.

A diretoria aprovou as mudanças nos juros hoje, que passam a valer nos próximos dias.

O objetivo é acelerar os empréstimos do banco e o desenvolvimento da economia.

O presidente disse ainda que seria desejável conseguir influenciar a redução de taxas dos bancos comerciais.

Pagamento ao Tesouro

Rabello de Castro confirmou a devolução de R$ 30 bilhões em recursos do banco ao Tesouro.

“Acredito que hoje o BNDES, o Carlos Thadeu [diretor financeiro do banco] deve enviar o cheque de R$ 30 bilhões”, disse.

Fonte: FolhaPress | Marina Lima

CERNE e IFRN discutem parceria para oferta de cursos no setor de energia

O presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean Paul Prates, esteve na última quinta-feira (01) no Instituto Federal do Rio Grande do Norte (IFRN), onde se reuniu com o reitor da instituição, Wyllys Farkatt, para discutir a oferta de capacitação na área de energia renovável no Estado.

De acordo com Prates, o CERNE é uma entidade multisetorial que tem o objetivo de manter o Nordeste Setentrional como referência na área de energias renováveis. “Não somos centro de pesquisa nem instituição de ensino. Por isso buscamos o apoio para a capacitação no setor”, comentou.

“O IFRN se insere diretamente nas discussões para o desenvolvimento tecnológico do setor. Além disso, o projeto IFRN Solar gera energia elétrica em todos os nossos 21 campi e na Reitoria e é o maior do país no setor público”, destacou o reitor da instituição.

Nessa perspectiva, a proposta é estabelecer núcleos de troca de conhecimentos entre pesquisadores do RN e de outros estados e capacitar também os gestores ou possíveis gestores de empresas da área. “O Rio Grande do Norte é o maior produtor de energia eólica do país. Precisa ser também um polo de estudo em energia eólica”, acrescentou Jean Paul Prates.

Na reunião, também foi acordada uma parceria para o desenvolvimento de um projeto piloto de site colaborativo para as empresas do setor. A intenção é que seja um espaço em que empreendedores, gestores, prestadores de serviço e funcionários possam oferecer seu serviço, com a opção de avaliação e de contratação por meio do portal.

Fonte: CERNE Press com informações do IFRN

ContourGlobal compra ativos de energia solar da Acciona em negócio de US$ 1,19 bi

Para empresa espanhola de engenharia e energia renovável, companhia pagará 806 milhões de euros

britânica ContourGlobal fechou um acordo nesta terça-feira (27/02) para comprar usinas de energia solar da Acciona em um negócio de 962 milhões de euros (US$ 1,19 bilhão).

A ContourGlobal disse que vai financiar a aquisição, que inclui cinco usinas da tecnologia de concentração solar na Espanha, por meio de uma combinação de project finance de cerca de 635 milhões de euros com recursos em caixa de seu balanço.

A companhia disse que irá pagar à empresa espanhola de engenharia e energia renovável 806 milhões de euros, além de assumir 156 milhões de euros em dívidas.

A ContourGlobal espera que a compra amplie o período que resta de contratos vigentes em seu portfólio no setor de energia para 12 anos, contra 11 anos atualmente.

Fonte: Clara Denina | Época Negócios

MME altera diretrizes para realização do Leilão de Energia Nova, “A-6” de 2018

Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL delibera quanto à aprovação do Edital do Leilão de Energia Nova “A-4”, de 2018

O Ministério de Minas e Energia (MME) publica, no Diário Oficial da União (DOU) de hoje, a Portaria nº 63, que altera as diretrizes para realização, no segundo quadrimestre, do Leilão de Energia Nova “A-6” de 2018. Serão negociados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs), com início de suprimento em 01 de janeiro de 2024.

A pedido dos agentes de distribuição, foi postergado para 15 de março de 2018 o prazo para que sejam apresentadas as Declarações de Necessidade de Compra de Energia Elétrica para o Leilão de Energia Nova “A-6” de 2018. A definição das fontes a serem contratadas, prazos, produtos e demais condições de contorno se dará depois desta data, com a publicação de diretrizes complementares, propiciando um maior alinhamento no desenho do certame às necessidades energéticas do Sistema Interligado Nacional – SIN.

Leilões 2018

Com a publicação da Portaria MME nº 44, de 8 de fevereiro de 2018, e da Portaria MME nº 465, de 30 de novembro de 2017, fica estabelecida a realização de dois Leilões de Energia Nova em 2018, quais sejam: o Leilão de Energia Nova “A-4” de 2018, a ser realizado em 4 de abril de 2018, que conta com o interesse dos empreendedores que apresentaram, junto à Empresa de Pesquisa Energética – EPE, 1.672 projetos, somando 48,7 GW, em que a maior parte da oferta cadastrada é de empreendimentos eólicos, solar fotovoltaicos, hidrelétricos e termelétricos a biomassa, respectivamente; e o Leilão de Energia Nova “A-6” de 2018, a ser realizado no segundo quadrimestre. Nos termos do art. 19, § 1º-D, do Decreto nº 5.163, de 2004, o Ministério de Minas e Energia deverá publicar até 30 de março o cronograma dos leilões a serem realizados em 2018, que incluirá estes leilões de energia nova e aqueles destinados à recontratação da energia existente.

Nesta terça-feira, 27 de fevereiro, a Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL delibera quanto à aprovação do Edital do Leilão de Energia Nova “A-4”, de 2018, e seus anexos, divulgando os preços teto do certame, calculados pela EPE e aprovados pelo Ministério de Minas e Energia.

Fonte: Portal Setor Energético

Mercado livre de energia atrai mais investidores

Das dez maiores comercializadoras de energia independentes, seis têm alguma parceria com empresas estrangeiras e do setor financeiro

Consideradas durante anos como a segunda divisão do setor elétrico, as comercializadoras de energia viraram um negócio bilionário, cobiçado por bancos e fundos de investimentos. Essas empresas são o principal elo de um segmento que não para de crescer no País: o mercado livre de energia, ambiente que permite aos consumidores deixarem de ser atendidos por distribuidoras para escolherem de quem vão comprar a eletricidade (ver quadro).

As comercializadoras fazem a intermediação entre geradores e consumidores, além de prestarem assessoria aos clientes na redução de custos. Com a escalada da conta de luz nos últimos anos e a necessidade cada vez maior de as empresas melhorarem a competitividade, esse universo de clientes aumentou e incentivou novos negócios.

De 2015 para cá foram criadas 50 novas comercializadoras, somando 222 empresas. Para este ano há 35 pedidos de aberturas, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

O movimento é acompanhado de forte apetite do setor financeiro e de empresas estrangeiras. Hoje, das dez maiores comercializadoras independentes (não ligadas a geradores) do País, seis já têm algum tipo de parceria ou sócios do setor financeiro e de empresas estrangeiras. A lista inclui BTG, que hoje está entre as dez maiores comercializadora do País; o banco de investimento australiano Macquarie, sócio da Nova Energia; e o Credit Suisse, que ajudou a Delta a desenvolver um fundo de investimento de R$ 1 bilhão com ativos lastreados na venda de energia.

Uma das últimas investidas ocorreu em agosto passado, quando o banco Brasil Plural comprou 100% da Celler, comercializadora até então considerada pequena. Mas, desde a aquisição, que ainda precisa ser aprovada pelo Banco Central, a empresa saltou 20 posições no ranking nacional das comercializadoras independentes e está entre as dez maiores.

“O faturamento subiu de R$ 200 milhões para perto de R$ 1 bilhão e o lucro líquido triplicou”, diz o co-presidente da Celer, Cristian Nogueira, responsável pela Mesa de Energia do Brasil Plural. Segundo ele, trata-se de um casamento perfeito, pois os clientes são os mesmos do banco.

O próximo passo é criar duas novas comercializadoras, sendo uma para contratos com um único consumidor e outra para negociar contratos de energia pré-paga (compra-se do gerador mais barato e ganha na venda pelo valor de mercado). Os produtos financeiros ligados à energia elétrica tem tido grande apelo no mercado, especialmente por parte de fundos de investimentos e de family office.

Transparente. De olho nesse filão, a Delta – antiga comercializadora do mercado –, se uniu com o Credit Suisse para desenvolver um fundo de investimentos que foca, especialmente, no pré-pagamento de energia. O fundo CSHG Delta Energia foi aberto em 21 de julho do ano passado e captou R$ 1 bilhão.

A meta é obter um retorno de 20% a 25% ao ano com o produto. “O setor tem evoluído muito, está mais transparente e as regras são estáveis”, afirma Ricardo Lisboa, sócio do Grupo Delta Energia.

O executivo afirma que desde 2012 tem percebido o interesse de investidores por esse tipo de produto mais sofisticado. No passado, com a falta de incentivo para o crescimento do setor, houve muita especulação nas operações de mercado, o que criou uma certa aversão da ala mais conservadora do setor e até mesmo do governo.

Em 2008, com a crise energética no País, muitas comercializadoras que especulavam no setor quebraram, lembra Gustavo Machado, sócio fundador da Nova Energia, que tem como sócio o banco australiano Macquarie.

“Mas hoje o cenário é outro. A base de clientes aumentou de forma significativa e turbinou o crescimento do mercado”, diz Machado. Em 2015, o mercado livre contava com 1.826 consumidores. Atualmente são em torno de 5 mil. Ou seja, o mercado quase triplicou no período, e criou empresas bilionárias.

No ano passado, a Nova Energia, por exemplo, faturou R$ 3 bilhões com a compra e venda de energia. A Comerc, outra empresa tradicional do setor, faturou próximo de R$ 1,8 bilhão e já foi sondada por investidores para possíveis parcerias.

O presidente da empresa, Cristopher Vlavianos, afirma que o crescimento do mercado se deve especialmente à busca das empresas por custos menores de energia. “O consumidor também vê esse como um mercado de oportunidades.”

Fonte: Reneé Pereira | O Estado de São Paulo

Investimentos em energia quadruplicam

Eletricidade e gás para térmicas são setores que mais atraíram estrangeiros

O investimento total na infraestrutura brasileira perdeu espaço na economia nos últimos anos, mas o setor de eletricidade  e gás vem conseguindo se descolar da maré ruim e atrair bilhões de dólares de estrangeiros.

Em meio à sobra de recursos globais, franceses, indianos, espanhóis, latinoamericanos e principalmente chineses têm sido atraídos por negócios considerados promissores entre transmissoras e geradoras de energia, além de transportadoras de gás. Como resultado do bom momento, os aportes externos no segmento de eletricidade e gás explodiram em 2017 e, segundo especialistas, devem manter o ritmo nos próximos anos.

Um dos casos mais emblemáticos em 2017 foi o leilão de quatro usinas da Cemig, que arrecadou R$ 12 bilhões e foi arrematado pela chinesa Spic, a franco-belga Engie e a italiana Enel.

Dados do Banco Central mostram que, como um todo, o investimento estrangeiro direcionado ao setor produtivo (modalidade chamada de “participação no capital”) cresceu 12,3% em 2017, totalizando US$ 60,3 bilhões.

Incluídos nesse total, os recursos investidos em eletricidade e gás quadruplicaram, chegando a US$ 12,6 bilhões. Em termos percentuais, a fatia dos investimentos no segmento passou de 5% para 21% de 2016 para 2017.

A tendência é que o setor de eletricidade siga em destaque, como mostram as intenções de investimentos na economia coletadas pelo Ministério do Desenvolvimento.

O setor de eletricidade e gás lidera os anúncios de novos projetos, com US$ 4,2 bilhões em intenções de investimentos registradas apenas entre julho e setembro de 2017. Bem à frente do segundo colocado, o setor de P&D (Pesquisa e Desenvolvimento), com US$ 3 bilhões.

Por capital de origem, os chineses só perdem para os brasileiros. Fortes economicamente, eles dominam as complexas obras de transmissão, que exigem o transporte de grandes blocos de energia por longas distâncias e precisam de muitos recursos, diz Claudio Frischtak, diretor da Inter B Consultoria.

Além de chineses, os europeus – velhos conhecidos do setor – agora se voltam para a geração de energia renovável (solar e eólica), que vem se provando cada vez mais viável economicamente.

Para além de chineses e europeus, há uma expectativa de ampliação da gama de interessados. Renato Polizzi, diretor de investimento do Banco Modal, ressalta que indianos, como a Sterlite, latino-americanos, como a Isa, e fundos de pensão estrangeiros atuam cada vez mais no lugar de estatais e de grandes empreiteiras nacionais que dominavam principalmente os leilões de transmissão.

MP 579

Segundo especialistas, a atratividade do setor de energia se ancora em um misto de potencial do país, bons ativos e segurança regulatória, abalada pela
MP 579, de 2012.

A medida foi elaborada no governo Dilma com o propósito de reduzir os custos ao consumidor em detrimento do lucro das empresas. Ela travou o setor e o seu desmonte tem sido crucial para o retorno dos investimentos, diz Marcelo Allain, ex-secretário do Programa de Parcerias de Investimento durante o governo Temer e hoje sócio da consultoria BR Infra Group.

As mudanças feitas pela ex-presidente geram inseguranças e disputas judicias até hoje no mercado, mas quem voltou a investir mais rápido obterá retornos interessantes, diz Polizzi, do Modal.

Com a melhora do cenário regulatório, os investimentos externos devem continuar. “Em 2018, o perfil de investimentos também deve ser de estrangeiros. Vai depender do apetite do governo para leilões”, diz Ana Karina Souza, sócia do Machado Meyer.

Souza destaca leilões de transmissão e de geração, ainda no primeiro semestre. Além disso, diz ela, há ativos importantes que deverão ser colocados à venda neste ano, como a Cesp (Companhia Energética de São Paulo) e ativos da Eletrobras.

O gás também se mostra cada vez mais atrativo. “De refém da Bolívia, o país agora é produtor de gás, que vem do pré-sal. Como o pré-sal está em fase ascendente, vai ter muito gás”, diz Frischtak.

Os investimentos que devem continuar sendo feitos em eletricidade e gás são importantes também porque estimulam o crescimento de longo prazo e a produtividade do país, diz Luis Afonso Lima, diretor-presidente da Sobeet, entidade cujo foco é a inserção internacional.

Em 2017, os investimentos em infraestrutura atingiram seu ponto mais baixo nas últimas cinco décadas, de 1,37% do PIB (Produto Interno Bruto), segundo a Inter B.

Fonte: Flavia Lima e Taís Hirata | Folha de São Paulo

Governo propõe liberar compra de terras por estrangeiros que queiram investir no setor elétrico

O Ministério de Minas e Energia (MME) propôs acabar com os limites para compra e arrendamento de terrenos rurais para estrangeiros que pretendam investir em projetos de energia elétrica no Brasil. O objetivo é aumentar a atração de capital externo para investimentos nessa área no país. A mudança está no projeto de novo marco regulatório do setor elétrico, tornado público nesta sexta-feira. O texto foi encaminhado à Presidência da República para, em seguida, ser submetido à análise do Congresso Nacional.

Atualmente, há barreiras para aquisição e arrendamento de imóveis rurais para estrangeiros que, segundo o MME, têm “reduzido os agentes que poderiam investir na expansão da oferta de energia elétrica, principalmente nas fontes alternativas”. Por isso, a proposta é extinguir essas restrições, desde que os imóveis sejam destinados à execução das atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

— Hoje o setor elétrico é aberto a um conjunto de empresas nacionais, mas com capital estrangeiro. Esses investidores, para fazer um investimento em um parque eólico ou em uma linha de transmissão, têm dificuldade na aquisição das terras. Para investimentos do setor energia, pela natureza deles, que são investimentos regulados, fiscalizados e que os ativos estão e produzem energia para o território nacional, não deveria haver esse tipo de restrição, porque ela diminui a competição. Isso prejudica os consumidores — explicou o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa.

O projeto não derruba toda a lei nº 5.709, de 1971, que rege a aquisição de imóveis rurais por estrangeiros, de forma que o Estado continuará exercendo o seu papel regulador na aquisição de imóveis rurais por empresas brasileiras controladas por estrangeiros, explicou o ministério.

Caso seja aprovada, a proposta deve facilitar a entrada de empresas controladas por estrangeiros no Brasil em áreas como geração de energia eólica e solar e de construção de linhas de transmissão de energia. As principais localidades em que esse investimentos estão sendo feitos hoje estão no Nordeste.

MERCADO LIVRE

As mudanças sobre a aquisição de imóveis por estrangeiros faz parte de uma ampla proposta de reformulação na legislação do setor elétrico, antecipadas pelo GLOBO. As principais mudanças são na forma como a energia é comercializada. A intenção é abrir, de forma lenta e gradual até 2026, o mercado livre, no qual consumidores podem adquirir energia diretamente dos geradores. Isso vai permitir que pequenos comércios passem a contratar energia diretamente dos geradores.

Dessa forma, o consumidor escolhe de quem vai contratar a energia, e dá direito a uma negociação de duração de contratos e de valores — o que deixa o preço da energia mais barato. Por outro lado, para compensar o potencial impacto para as distribuidoras dessa migração, a proposta traz uma classificação da migração de consumidores como hipótese de sobrecontratação involuntária das concessionárias (disponibilidade de energia em quantidade superior a necessidade). O texto aprimora a venda de excedentes pelas distribuidoras e permite a transferência bilateral entre as empresas.

— A reforma é o primeiro passo na linha de levar o setor elétrico à modernidade, com ganhos de eficiência e benefícios para o consumidor, dentro de um amplo diálogo com a sociedade. A consequência vai ser melhorar o ambiente e preparar o setor para novas tecnologias — disse o presidente da Empresa de Pesquisas Energética (EPE), Luiz Augusto Barroso, que participou das discussões.

O projeto também inclui uma proposta para resolver o impasse bilionário do risco hidrológico (quando as usinas hidrelétricas produzem energia abaixo do previsto em contrato).

INCENTIVO À ENERGIA LIMPA

O projeto mexe ainda com o modelo de formação de preços, a forma de indenização a transmissoras (por conta da renovação antecipada de contratos feita em 2013), além de outros detalhes técnicos com a intenção de dar mais segurança jurídica e permitir a ampliação de investi=mentos no setor.

— Essa proposta parte do reconhecimento que o ciclo do setor baseado em dinheiro de estatais e de financiamentos de bancos públicos, em repasse automático e compulsórios para consumidores, se esgotou. Agora é o novo ciclo, do investimento competitivo — disse Pedrosa, sobre a reforma do setor elétrico.

O governo também propõe a criação de um mercado de certificado de energia limpa. Tecnologias como da energia eólica, solar, biomassa e de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) terão um certificado. Esse “carimbo” vai garantir uma receita extra ao gerador, de maneira a bonificá-lo por produzir energia por meio de fontes limpas. Hoje, o incentivo é feito por meio de descontos da tarifa de transmissão, o que os técnicos do governo consideram pouco relacionado com os objetivos de reduzir emissões. A proposta só sera implementada, no enanto, após a conclusão de estudos pelo governo para escolher a melhor forma de executá-la.

Fonte: Manoel Ventura

 

Geração eólica cresce 26,5% em 2017, diz CCEE

A geração de energia eólica em operação comercial no Sistema Interligado Nacional (SIN) subiu 26,5% no ano passado em relação a 2016, segundo informações da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

As usinas movidas pela força do vento somaram 4.619 MW médios entregues ao longo do ano passado frente aos 3.651 MW médios gerados no mesmo período de 2016. A representatividade da fonte eólica em relação a toda energia gerada no período pelas usinas do sistema alcançou 7,4% em 2017. A fonte hidráulica (incluindo as Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs) foi responsável por 70,7% do total e as usinas térmicas responderam por 21,8%.

A CCEE contabilizou 494 usinas eólicas em operação comercial no País, ao final de 2017, somando 12.589,7 MW de capacidade instalada, incremento de 23,2% frente aos 10.221,5 MW de capacidade das 402 unidades geradoras existentes um ano antes.

A análise indica que, por Estado, o Rio Grande do Norte lidera a produção eólica com 1.455,3 MW médios de energia entregues no ano passado, alta de 20,7% em relação ao mesmo período de 2016. Na sequência, aparecem a Bahia com 890 MW médios produzidos (+28,5%), o Ceará com 718,6 MW médios ( 7,5%), o Rio Grande do Sul com 637,5 MW médios ( 23%) e o Piauí com 524 MW médios, aumento de 58,3% frente à geração alcançada no ano anterior.

Os dados da CCEE confirmam ainda o Rio Grande do Norte com a maior capacidade instalada, somando 3.548,65 MW, aumento de 11,5% em relação a 2016. Em seguida aparece a Bahia com 2.414,94 MW ( 38%), o Ceará com 2.134,96 MW ( 10,6%), o Rio Grande do Sul com 1.777,87 MW ( 9,6%) e o Piauí com 1.443,10 MW de capacidade (57,7%).

Fonte: Agência Estado

Chesf analisa resultados do ano passado e estabelece metas para 2018

Empresa concluiu 24 obras em 2017, negocia a devolução de outras cinco e fala em entregar outras 37 neste ano

Aos poucos a Chesf vai conseguindo concluir um conjunto de obras atrasadas, mas que continuam importantes para a melhoria do sistema elétrico brasileiro. Em 2017, a estatal colocou em operação o maior número de empreendimentos entre as empresas do grupo Eletrobras, estabelecendo um novo recorde de entregas em um único ano.

Ao todo, foram 24 empreendimentos no Nordeste, um total de 433 km de linhas de transmissão, dois parques eólicos, cinco novas subestações, adicionando 61,1MW e 3.420 MVA ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O investimento de R$ 860,7 milhões vai garantir à empresa uma receita anual de R$ 77,8 milhões ao longo do período de vigência dos contratos de concessão.

O presidente da Chesf, Sinval Zaidan Gama, explicou em entrevista à Agência Canal Energia, que o desempenho alcançado é fruto do planejamento feito no início do ano. “Mostramos quais eram os desafios que tínhamos, as receitas que teríamos, e qual era a solução econômica”, afirmou.

A transferência de um conjunto de Sociedades de Propósito Específico (SPEs) para a holding Eletrobras deu um novo folego financeiro para a Chesf. “Os recursos que entraram foram para construir as obras. Colocamos como meta concluir 24 obras”, detalhou Gama. “Hoje foi um dia muito significativo porque o balanço mostra que atingimos 100% das metas propostas”, comemorou.

Para este ano de 2018, a Chesf pretende entregar mais 37 obras e iniciar outras para que até o final do primeiro semestre de 2019 a empresa elimine todas as pendências e volte a ficar em dia com o setor elétrico.

Caducidade

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pediu a caducidade de cinco empreendimentos de transmissão outorgados em favor da Chesf, localizados no Nordeste, conforme publicamos em reportagem na semana passada. Algumas deveriam estar em operação desde 2008.

O presidente da Chesf explicou que esses projetos são “impossíveis” de serem concluídos, e que foi a própria empresa que procurou à Aneel para devolver as obras. “Nós tínhamos mais de 100 empreendimentos atrasados e fizemos uma estratégia para concluir todos. Contudo, nos deparamos com cinco projetos que não temos possibilidade de concluí-los, ou porque a licença ambiental é impossível, ou por questões fundiárias insolúveis.”

De acordo com Gama, como o compromisso assumido pela sua administração é de não deixar nenhuma obra atrasada, a solução foi tentar devolver as obras, para que a Aneel pudesse redefinir esses projetos. Porém, a Aneel não aceitou a devolução e instaurou um processo de caducidade. “Como esse é um processo legal, regulamentar, nós temos que tomar providências para que tanto o sistema, como agência, quanto a Chesf não tenham prejuízos com esse desdobramento.”

Capacidade ampliada

Com essas entregas, a Chesf conectou parques eólicos ao SIN, garantiu maior capacidade de transformação e com melhorou a qualidade do fornecimento de energia para consumidores residenciais, comerciais e industriais no Nordeste. Entre os destaques estão o reforço no atendimento às regiões metropolitanas de Fortaleza, Teresina, Aracaju e Salvador, além da melhoria na confiabilidade de todo o sistema da Região.

“Estamos cumprindo nosso objetivo de garantir a conclusão das obras, gerar receita e, dessa forma, nosso planejamento é entregar todos os empreendimentos da nossa carteira de investimentos até 2019. A Chesf está empenhada nas realizações que garantam energia para o desenvolvimento do Nordeste e de todo o país”, afirmou Gama.

Entre os estados com maior número de obras, estão Bahia, Rio Grande do Norte, Sergipe e Ceará. Na Bahia, estão localizados os parques eólicos de Casa Nova II e III, além das subestações de Igaporã III, Casa Nova II e linhas de transmissão respectivas.

No Rio Grande do Norte, entraram em operação a subestação de Touros e as linhas Touros/Ceará-mirim II e Mossoró IV / Mossoró II. As subestações de Jardim, na região metropolinada de Aracaju, e Itabaianinha são de grande relevância para o estado de Sergipe.

As obras realizadas nas Subestações de Fortaleza II e Pici II, no Ceará, foram fundamentais para reforçar a disponibilidade de energia na região metropolitana da capital cearense. Em Salvador, foi concluída a Subestação Cotegipe. Já na região metropolitana de Teresina, houve a entrega da nova subestação Teresina III.

Parques eólicos

Foram concluídos os parques eólicos Casa Nova II e III, localizados no município de Casa Nova, na Bahia. Com investimentos de R$ 275 milhões, os empreendimentos têm capacidade instalada total de 61,1 MW, com potencial para fornecer energia para cerca de 57 mil residências. Os últimos projetos de geração concluídos pela Chesf foram há 20 anos.

Na última sexta-feira, 29 de dezembro, foi realizada solenidade, na Sede da Chesf, no Recife, para marcar a conclusão desses empreendimentos. O evento contou com a presença do diretor de Geração da Eletrobras, Antônio Varejão (ex-diretor de Engenharia da Chesf), e do presidente da Wobben, Fernando Real, empresa responsável pelo fornecimento dos aerogeradores, e de parte da equipe que viabilizou a obra.

A finalização dessas obras faz parte da agenda de entregas da diretoria de Engenharia e Construção da Chesf, que intensificou, nos últimos dois anos, o ritmo na implantação dos empreendimentos de transmissão e geração.

O diretor de engenharia, Roberto Pordeus, reforçou a importância da companhia voltar a inaugurar empreendimentos próprios de geração. “Os parques Casa Nova II e III fazem parte do quadro de grandes realizações da empresa”, disse.

Varejão destacou a união e integração entre as várias áreas da Chesf, a dedicação, competência e sinergia no trabalho das equipes das áreas de engenharia, operação, jurídica e outras. “Esse trabalho conjunto fez a diferença no sucesso do empreendimento, pois buscaram a conclusão, com muito foco e objetivos comuns”.

Modernização

O ano de 2017 também marcou o retorno de grandes investimentos em modernização dos sistemas em operação. A Chesf investiu R$ 95,5 milhões em obras de melhoria do seu sistema de geração e transmissão de energia. Foram 62 intervenções, sendo 25 delas na área de Proteção e Automação. Esses investimentos representam mais confiabilidade no sistema Chesf, modernização de equipamentos e segurança.

O diretor de Operação João Henrique Franklin afirmou que os índices operacionais foram os melhores dos últimos anos, superando as metas estabelecidas no Contrato de Metas e Desempenho das Empresas Eletrobras.

Fonte: WAGNER FREIRE, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DE SÃO PAULO (SP)

2018: mais um ano de complexidade e desafio na operação

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: PEDRO AURÉLIO TEIXEIRA, DA AGÊNCIA CANALENERGIA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hunger was also the driver for the supply chain.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: Alexandre Spatuzza | Recharge Brazil

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

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

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

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

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

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

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

Análise

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

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

Ranking eólicas contratadas por estado (em megawatt)

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

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

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

A-4 e A-6

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: Reuters | Luciano Costa

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Fonte: CERNE Press com informações do Valor Econômico

Leilão de transmissão da Aneel atrai 47 grupos interessados; veja resultados

O leilão para novos empreendimentos de transmissão de energia desta sexta-feira (15) recebeu a inscrição de 47 proponentes interessados, entre empresas e consórcios, informou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Os investimentos são estimados em R$ 8,7 bilhões.

O 1º lote teve 4 concorrentes e foi arrematado pelo consórcio liderado pela francesa Engie. O 2º lote foi disputado por 10 consórcios e arrematado pela Celeo Redes Brasil S.A. com uma proposta com deságio de 53,21%. O lote 3 teve disputa de 5 interessados e foi arrematado pelo grupo indiano Sterlite Power Grid Ventures Limited, com deságio de 35,72%. O 4º foi disputado por 10 consórcios e foi arrematado pela Neoenergia, com deságio de 46,62%.

Entenda o leilão

Pelas regras do leilão, vence cada um dos 11 lotes oferecidos o grupo que aceitar receber o menor valor pela construção e operação da linha e subestações. A remuneração máxima anual foi fixada pelo edital em R$ 1,534 bilhão, na soma de todos os lotes.

Ao todo estão sendo oferecidos 4.919 km de linhas de transmissão e 10.416 MVA em capacidade de subestações, que vão passar pelos estados do Paraná, Piauí, Ceará, Pará, Tocantins, Bahia, Minas Gerais, Paraíba, Rio Grande do Norte e Pernambuco. A previsão da Aneel é que as obras devem durar de 32 a 60 meses, dependendo do lote, e que devem gerar 17.869 empregos diretos.

Os leilões de linhas de transmissão ocorrem todos os anos e servem para aumentar a oferta de energia e também para fortalecer o sistema elétrico. A remuneração das empresas que vencerem os leilões será paga pelos consumidores na conta de luz.

Este é o segundo leilão de transmissão de 2017 e o último leilão do ano de projetos do Programa de Parceria de Investimentos (PPI) do governo Michel Temer.

“O leilão realizado hoje resultou em uma ótima competição e resultados para o Ceará. Os investimentos superiores a R$ 1,5 bilhões em obras previstas vão garantir melhoria da capacidade de escoamento de energia renovável, principalmente para a região Nordeste”, analisa o Diretor-Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates.

Confira os vencedores em cada um dos lotes:

LOTE 1: Paraná (1.146 km e 3.366 MVA)

Vencedor: Consórcio Engie Brasil Transmissão

  • Investimento previsto: R$ 2,017 bilhões
  • Remuneração máxima fixada pelo edital: R$ 355,407 milhões
  • Proposta: R$ 231,725 milhões
  • Deságio: 34,8%

LOTE 2: Piauí e Ceará (441 km e 4.200 MVA)

Vencedor: : Celeo Redes Brasil S.A

  • Investimento previsto: R$ 1,042 bilhão
  • Remuneração máxima: R$ 182,271 milhões
  • Proposta: R$ 85,271 milhões
  • Deságio: 53,21%

LOTE 3: Pará e Tocantins (1.831 km)

Vencedor: Sterlite Power Grid Ventures Limited

  • Investimento previsto: R$ 2,780 bilhões
  • Remuneração máxima: R$ 487,145 milhões
  • Proposta: R$ 313,1 milhões
  • Deságio: 35,72%

LOTE 4: Tocantins e Bahia

Vencedor: Neonergia S.A.

  • Investimento previsto: R$ 1,345 bilhão
  • Remuneração máxima: R$ 236,079 milhões
  • Proposta: R$ 126 milhões
  • Deságio: 46,62%

LOTE 5: Rio Grande do Norte (1.800 MVA)

Vencedor: Cesbe Participações S.A

  • Investimento previsto: R$ 193,820 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 31,332 milhões
  • Proposta: R$ 14,431 milhões
  • Deságio: 53,94%

LOTE 6: Paraíba e Ceará ( 345 km)

Vencedor: Neoenergia S.A.

  • Investimento previsto: R$ 584,048 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 103,410 milhões
  • Proposta: R$ 57,325milhões
  • Deságio: 44,56%

LOTE 7: Minas Gerais I

Vencedor: Construtora Quebec S.A.

  • Investimento previsto: R$ 276,963 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 49,888 milhões
  • Proposta: R$ 32,6 milhões
  • Deságio: 34,65%

LOTE 8: Minas Gerais II

Vencedor: Consórcio Linha Verde – Quebec Apiacás Engenharia (99%) e Construtora Quebec (1%)

  • Investimento previsto: R$ 283,574 milhões
  • Remuneração máximo: R$ 51,128 milhões
  • Proposta: R$ 32,978 milhões
  • Deságio: 35,5%

LOTE 9: Bahia

Vencedor: Een Energia e Participações

  • Investimento previsto: R$ 106,719 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 17,437 milhões
  • Proposta: R$ 9,090 milhões
  • Deságio: 47,86%

LOTE 10: Pernambuco I

Vencedor: Consórcio Br Energia/Enind Energia

  • Investimento previsto: R$ 71,724 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 12,141 milhões
  • Proposta: R$ 7,285 milhões
  • Deságio: 40,00%

LOTE 11: Pernambuco II

Vencedor: Montago Construtora

  • Investimento previsto: R$ 44,788 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 8,559 milhões
  • Proposta: R$ 4,030 milhões
  • Deságio: 52,91%

 

Fonte: CERNE Press com informações do Portal G1/Reuters

Tarifa branca para energia elétrica começa a valer em 2018, entenda

Nova modalidade tarifária será aplicada, inicialmente, para quem consome a partir de 500 kw/h por mês. Adesão é voluntária.

nova tarifa branca para energia elétrica começa a valer a partir de janeiro de 2018. O presidente da Associação Nacional de Distribuidores de Energia Elétrica, Nelson Leite, explica que essa modalidade de cobrança poderá ser escolhida por quem consome a partir de 500 kw/h por mês.

Segundo ele, a tarifa branca varia ao longo do dia conforme os horário, de maior ou menor consumo médio de energia. O período mais caro é entre 18h e 21h. Já entre 17h e 18h e 21h e 22h o preço é moderado. “São os períodos intermediários que tem a tarifa média.”

“Visa oferecer uma tarifa mais barata para quem consome mais energia fora dos ‘horários de ponta’. É totalmente voluntário, mas é preciso fazer as contas para ver se vale a pena”, explicou Leite.

Assista a matéria, clique aqui.

Fonte: Vinicius Leal e Luiza Garonce, TV Globo e G1 DF

Governo aprova Plano Decenal de Expansão de Energia 2026

O Ministério de Minas e Energia aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026, deixando a cargo da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético a coordenação e o aperfeiçoamento do projeto, segundo portaria publicada no Diário Oficial da União desta segunda-feira.

Com o plano, lançado em julho deste ano, o Brasil prevê uma expansão de cerca de 41 gigawatts na capacidade instalada de geração de energia até 2026, com predomínio das usinas eólicas e solares, que deverão responder por quase 19 gigawatts no período.

O plano, da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), aponta ainda que essa trajetória deverá demandar cerca de 174,5 bilhões de reais em investimentos no período.

Além disso, a perspectiva é que ao final do plano a participação das hidrelétricas, carro-chefe da geração no Brasil, caia para menos de 50 por cento da matriz elétrica, ante pouco mais de 60 por cento atualmente.

O prazo de consulta pública para o plano foi prorrogado várias vezes.

Detalhes sobre o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026 podem ser encontrados na página da EPE, aqui.

Fonte: Reuters

BNDES prevê fechar o ano com R$ 14 bilhões em desembolsos para energia

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) espera fechar o ano com cerca de R$ 14 bilhões em desembolsos voltados para o setor elétrico, uma alta de 55% em relação aos R$ 9 bilhões do ano passado, disse Marilene Ramos, diretora de Energia, Transportes, Logística, Saneamento e Meio Ambiente do banco, ao participar de um evento em São Paulo.

Para 2018, a tendência é que o volume de desembolsos se repita, “dado o ‘pipeline’ de projetos que temos aprovados neste ano”, disse ela. “Creio que já aprovamos mais de R$ 20 bilhões em projetos neste ano, que vão começar a ter desembolsos no ano que vem”, afirmou.

Segundo Marilene, os elevados desembolsos vistos entre 2012 e 2015 dificilmente voltarão a se repetir, uma vez que, nessa época, o banco estava financiando os grandes projetos de geração hidrelétrica da região Norte. Agora, o foco está na diversificação da área de energia, com crescimento da fonte eólica e da fonte solar.

O BNDES é responsável por financiamentos de cerca de 12 gigawatts (GW) em projetos de energia eólica, 100% dos projetos implantados no país. “A parte solar também vem crescendo. Este ano aprovamos nosso primeiro projeto, mas temos mais quatro ou cinco no pipeline”, disse ela.

Logística e saneamento

Os desembolsos do banco para os segmentos de transporte, logística e saneamento devem somar R$ 8 bilhões neste ano, refletindo, em parte, os efeitos da operação Lava-Jato, que paralisaram muitos investimentos, como projetos de rodovias e de mobilidade urbana, disse Marilene.

“A boa notícia é que vários desses projetos estão em fase de conclusão da mudança de controle”, disse ela, lembrando da compra da Odebrecht Ambiental pela Brookfield, formando a BRK, e também a troca do controle do aeroporto de Galeão pela HNA.

Além disso, os leilões voltados para esses segmentos foram retomados neste ano, com as disputas de concessões de rodovias em São Paulo e o leilão de aeroportos. “Esses projetos estão em análise, mas só vão representar desembolsos no próximo ano”, disse a diretora.

Segundo ela, com essas mudanças, deve haver uma retomada dos investimentos no próximo ano.

Fonte: Camila Maia | Valor Econômico