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Enel estuda investir em transmissão de energia no Brasil

Rodrigo Polito e Cláudia Schüffner | Valor Econômico

A gigante energética italiana Enel estuda investir no mercado de transmissão de energia brasileiro. Segundo o principal executivo do grupo no mundo, Francesco Starace, uma decisão estratégica da companhia sobre o assunto deve ser tomada até o fim deste ano. “Pensamos várias vezes sobre transmissão [de energia], não só no Brasil, mas na América do Sul. Temos uma grande operação de transmissão na Europa, que mantemos separado. Temos experiência, conhecemos o negócio”, afirmou ao Valor.

De acordo com ele, há potencial em conectar Estados diferentes do Brasil e também os países vizinhos. “Mas, para ser honesto, até agora não estivemos realmente focados [em transmissão no Brasil]

. É algo que estamos olhando agora e, daqui até o Natal, temos que decidir se queremos começar uma linha de negócios nesse segmento no Brasil. Vamos avaliar se faz sentido ou apenas dizer ‘não’. Vamos focar em distribuição”, disse.

Segundo o executivo, a decisão levará em conta a necessidade de ter uma equipe adequada para o negócio e dedicar tempo da companhia para a atividade. “Se decidirmos fazer [investir em transmissão], é preciso fazer o tempo todo, não apenas um pouco aqui e um pouco ali. Por isso é que vai demorar um tempo [para decidir]”, completou.

Caso se concretize, o investimento no setor de transmissão será mais um passo estratégico do grupo italiano no país, marcado nos últimos anos por aquisições agressivas. Entre as principais operações estão as aquisições das distribuidoras Eletropaulo, este ano, e Celg (atual Enel Distribuição Goiás), no fim de 2016, somando R$ 7,7 bilhões, e da hidrelétrica de Volta Grande (MG), por R$ 1,4 bilhão. Embora não haja dados específicos sobre o Brasil, o país tem participação relevante nos negócios da Enel na América do Sul, que respondem por 17,6% do faturamento global da italiana, de 74,6 bilhões de euros (o equivalente a quase R$ 340 bilhões).

Distribuição

Em sua primeira entrevista exclusiva a um veículo brasileiro após aquisição da Eletropaulo, maior distribuidora de energia do Brasil, em junho, Starace contou que o grupo tem interesse por duas das seis distribuidoras que a Eletrobras pretende privatizar. Sem citar o nome das empresas, ele contou que o foco são as distribuidoras mais próximas dos ativos do segmento que a companhia já possui no país.

“Sobre as distribuidoras da Eletrobras, já compramos uma que foi vendida [ex-Celg, de Goiás]. Agora existem seis. Dessas seis, talvez duas nos interessem. Não estamos interessados em todas elas”, afirmou Starace. “É difícil dizer [quais são as distribuidoras] porque é uma informação da companhia, mas você pode entender facilmente, por conta própria, quais são, se você olhar no mapa e ver onde estamos. Não é difícil”, completou.

No mercado, a aposta é que a Enel tem interesse pela Cepisa, do Piauí, e Ceal, do Alagoas. Além de mais atrativas, do ponto de vista econômico-financeiro, as duas distribuidoras estão localizadas próximo da Enel Distribuição Ceará (ex-Coelce), distribuidora da Enel naquele Estado.

Starace também admitiu o interesse pela Light, distribuidora que atende a região metropolitana do Rio de Janeiro. Ele, porém, afirmou que a abordagem atual do controlador da empresa, a mineira Cemig, com relação à intenção de vender o ativo, não está muito clara no momento. “As duas companhias [Light e Enel Distribuição Rio (ex-Ampla)] são muito próximas uma da outra e mostramos interesse em uma aquisição no passado. A Cemig, acionista da Light, não tem um ‘approach’ lógico sobre vender. E não estou certo se essa decisão será tomada em algum momento. Tem sido ‘sim’ e ‘não’ [sobre estar à venda] por muito tempo. Hoje não é claro. E houve uma série de mudanças na estrutura da direção da Cemig nos últimos anos. Talvez eles precisem de mais tempo, talvez estejam esperando o leilão da [das distribuidoras] Eletrobras para ver o interesse em torno dela [Light]. Estou apenas supondo”, completou o executivo.

Starace também confirmou que o grupo colocou à venda ativos de geração de energia eólica e solar no Brasil, conforme antecipado pelo Valor há duas semanas. Sem detalhar quais ativos estão sendo oferecidos ao mercado, ele explicou que o negócio faz parte de uma nova linha estratégica da companhia de vender a participação acionária, mas manter a operação de usinas já construídas (“build, sell and operate”).

“É um sistema que estamos querendo implementar. Começamos nos Estados Unidos três anos atrás. Então fizemos no México. Então fomos perguntados por alguns fundos se nós tínhamos interesse de fazer o mesmo no Brasil. E dissemos ‘por que não?’”, disse Starace. Segundo ele, é possível concretizar alguma operação nesse sentido ainda este ano.

Geração

Questionado sobre a estratégia do grupo na área de geração de energia no Brasil, Starace afirmou que a empresa mantém planos de crescimento no segmento no país, por meio de leilões ou no mercado livre, desenvolvendo projetos para atendimento a consumidores industriais e comerciais específicos. A companhia possui um portfólio atual de cerca de 3 mil megawatts (MW) em operação – de hidrelétricas, eólicas, parques solares e uma térmica a gás natural – e de aproximadamente 1 mil MW em construção – principalmente eólicas e parques solares.

Starace também encara com aparente naturalidade os problemas que a Enel Geração Fortaleza (ex-TermoFortaleza), termelétrica a gás natural controlada pela empresa, está enfrentando desde que o suprimento do combustível foi suspenso. A térmica é uma das integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), do governo federal, e desde o dia 28 de fevereiro briga com a Petrobras por meio de liminares para receber o gás. A última liminar válida é da estatal brasileira, que conseguiu suspender o fornecimento de gás.

“Isso acontece muitas vezes no mundo. Toda vez que há um contrato de longo prazo com um único supridor sempre algo acontece ao longo dos anos, por causa do preço do gás, para o comprador, porque [o preço] está alto ou para o vendedor porque [o preço] está baixo. Não é algo específico do Brasil, francamente”, disse o executivo.

O principal executivo do grupo no Brasil, Carlo Zorzoli, vem defendendo uma solução legal para o problema, que seria uma autorização para que a empresa possa repassar para a tarifa que cobra dos consumidores o aumento do preço do gás natural usado como combustível.

Cenário político

Questionado sobre o cenário político do Brasil, que passará por eleição presidencial em outubro, ele disse que este não é um ponto de preocupação para o grupo. “Não estou preocupado com a evolução da situação política no Brasil. O Brasil entrou em uma grande crise política e institucional nos últimos dois anos e gerenciou de maneira muito boa a situação. As instituições brasileiras são muito resilientes e fortes. Não vejo fraqueza nas instituições no Brasil, no Parlamento, no governo e no Judiciário. E eleições acontecem em todo lugar o tempo todo. Isso é normal, nada com que se preocupar. Não vejo nenhuma ameaça à democracia, ao livre mercado ou ao que faz a sociedade funcionar bem no Brasil”.

Starace, que concedeu entrevista por videoconferência, afirmou que pretende vir ao Brasil até o fim deste ano. Se confirmada, será a primeira visita do executivo ao país após a aquisição da Eletropaulo.

Devido à operação, a Enel espera crescimento da receita do grupo no Brasil e um aumento do volume de investimentos no país, dentro do próximo planejamento estratégico (2019-2021), que será divulgado em novembro. No plano atual (2018-2020), que não considera a Eletropaulo, os investimentos previstos no Brasil são da ordem de 600 milhões de euros por ano.

Na última semana, Starace recebeu, em Roma, o título de “Comendador da Ordem de Rio Branco” do embaixador do Brasil na Itália, Antonio Patriota. O título é um reconhecimento que o governo brasileiro confere a pessoas físicas e jurídicas ao redor do mundo que beneficiaram significativamente o país por seus méritos na política, cultura, economia e ciência. De acordo com a Enel, Starace foi agraciado por méritos econômicos e, em particular, pelo papel-chave que vem atribuindo por meio do crescimento do grupo no país, contribuindo para a disseminação das energias renováveis no Brasil.

(Colaborou Camila Maia, de São Paulo)

Leilão de linhas de energia tem maior deságio médio em 20 anos

Indianos da Sterlite Power levaram seis dos 20 lotes ofertados. Deságio médio foi de 55%.

Foto: Epower Bay

Após cerca de 12 horas, o leilão de linhas de transmissão de energia terminou com o maior deságio registrado em 20 anos, com um desconto médio de 55% nos 20 lotes que foram leiloados nesta quinta-feira (28), na sede da B3, em São Paulo.

A concorrência ficou suspensa por sete horas, devido a uma decisão judicial, o que atrasou o início do certame.

Às 9h, uma fila de investidores e analistas do setor elétrico se acumulava no local, já indicando a forte competitividade do leilão.

O certame, porém, só começou por volta das 16h. Uma das participantes, a Jaac Materiais e Serviços de Engenharia, que havia sido impedida de concorrer a um dos lotes por estar em desacordo com o edital, conseguiu uma decisão liminar na Justiça que impediu a realização do leilão.

O imbróglio só foi resolvido horas depois. O clima no salão da B3 era de tensão, e muitos dos participantes estavam revoltados com a falta de informações por parte da Aneel (agência reguladora do setor elétrico).

Ao dar as boas vindas aos investidores em discurso na B3, o ministro-chefe da Secretaria-Geral da República, Ronaldo Fonseca, destacou o crescimento do Brasil e sua “segurança jurídica aos investidores privados” —provocando gargalhadas do público que estava há horas esperando que a liminar fosse derrubada.

Um dos mais bem-humorados era Pratik Agarwal, presidente da empresa indiana Sterlite Power Grid, que foi a grande vencedora do leilão.

“Estamos esperando há seis meses [o certame]. Algumas horas não fazem diferença.”

A companhia levou seis dos 20 lotes ofertados e investirão R$ 3,64 bilhões para construir e operar as novas linhas contratadas nesta quinta.

A Sterlite entrou no mercado brasileiro no ano passado. No leilão de abril, levou dois projetos de menor porte. Na concorrência de dezembro, ganharam mais um lote, o maior daquele certame.

Ao fim do leilão, Agarwal parabenizou o “leilão tranquilo” e disse garantir que os projetos serão entregues no menor prazo possível.

Ao todo, foram contratados 20 lotes de linhas de transmissão em 16 estados brasileiros, que exigirão investimentos de R$ 6 bilhões nos próximos 30 anos.

A concorrência, que atraiu 47 grupos (entre empresas e consórcios) teve uma média de 11 proponentes por lote. Na última concorrência, a média tinha sido de 14 por lote, mas o número de projetos total era menor, de 11 lotes.

Outro destaque foi a ISA Cteep (Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista), controlada por uma empresa colombiana. O grupo levou dois lotes com deságios altos, de 66,65% e 73,29% —este último, o mais alto do leilão.

A Jaac, empresa cuja liminar provocou o atraso de sete horas, não levou nada, mas fez um lance competitivo no maior lote da competição —uma linha de 541 quilômetros entre Ceará e Rio Grande do Norte.

No entanto, acabou perdendo para os indianos da Sterlite —provocando uma comemoração entre os participantes presentes.

Os investidores chineses tiveram pouca presença. A CPFL, controlada pela State Grid, foi a única a levar um projeto, no Ceará, com receita anual de R$ 7,89 milhões.

O último lote, em Minas Gerais, foi colocado em disputa por volta das 21h e também foi arrematado pela Sterlite.

O grupo, que reunia cerca de 30 indianos, encerraram o pregão aos gritos de “Hexa! Hexa!”

O diretor da Aneel, André Pepitone, classificou o leilão como “extremamente exitoso”, e disse que a alta competitividade reflete a confiança dos investidores na regulação do setor.

Obras de Linhas de Transmissão:

LT 500 kV Paracatuba – Jaguaruana II, C1, com 155,03 km;
LT 500 kV Jaguaruana II – Açu III, C1, com 113,95 km;
LT 230 kV Jaguaruana II – Mossoró IV, CD, C1 e C2, com 2 x 54,54 km;
LT 230 kV Jaguaruana II – Russas II, C1, com 32 km;
LT 230 kV Caraúbas II – Açu III, CD, C1 e C2, com 2 x 65,13 km;
Trechos de LT em 500 kV entre o seccionamento da LT 500 kV Fortaleza II – Pecém II C1 e a SE Pacatuba, com 2 x 0,5 km.

Obras de Subestações e Compensador Estático:

SE 500/230 kV Jaguaruana II – (6+1 res.) x 250 MVA;

SE 500/230/69 kV Pacatuba – 500/230 kV – (6+1R)x200 MVA e 230/69kV – 2×200 MVA;
SE 230/69 kV Caraúbas II – 2 x 100 MVA;

Compensador Estático (-150/+300 Mvar);

Entre os 20 lotes leiloados, ele destacou três, localizados no Nordeste e no norte de Minas Gerais, cujo objetivo é aumentar o escoamento da energia solar e eólica gerada nas regiões.

Veja os vencedores:

Lote 20 – Minas Gerais
7 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 65,59 milhões para R$ 31,43 milhões – 52,08%
(Os indianos da Sterlite Power, que arremataram seis lotes, terminaram o leilão gritando “Hexa! Hexa!”)

Lote 19 – Paraná
9 proponentes
Vencedor – Energisa
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 78,28 milhões para R$ 33,515 milhões – 57,18%
(O lote teve uma dura disputa entre a indiana Sterlite e a Energisa)

Lote 18 – Maranhão
2 proponentes (4 inscritos desistiram)
Vencedor – Levado pelo consórcio IG/ESS com deságio de 23,62%
Deságio – receita anual inicial caiu de caiu de R$ 10,213 milhões para R$ 7,8 milhões

Lote 17 – Piauí
9 proponentes
Vencedor – consórcio Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 19,23 milhões para R$ 9,35 milhões -51,37%

Lote 16 – Maranhão e Piauí
5 concorrentes
Vencedor – F3C Empreendimentos
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 10,6 milhõ
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 52,337 milhões para R$ 25,32 milhões – 51,62%

Lote 11 – Tocantins
10 proponentes
Vencedor – Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 19,67 milhões para R$ 7,2 milhões – 63,39%

Lote 10 – São Paulo (para atender o Vale do Paraíba)
10 proponentes
Vencedor – Cteep
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 38,794 milhões para R$ 10,114 milhões – 73,92%

Lote 9 – Ceará
8 proponentes
Vencedor – CPFL (controlada pela chinesa State Grid)
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 16,693 milhões para R$ 7,885 milhões – 52,76%

Lote 8 – Alagoas
8 proponentes
Vencedor – Consórcio BR Energia/Enind
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 12,3 milhões caiu para R$ 8 milhões – 35,03%

Lote 7 – Sergipe e Bahia
10 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 133,27 milhões para R$ 52,51 milhões – 60,59%

Lote 6 – Bahia
Vencedor – Consórcio Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 17.427.700 para R$ 10,9 milhões – 37,45%

Lote 5 – Bahia
12 proponentes
Vencedor – Consórcio BR Energia / ENIND Energia (BRENERGIA, Brasil Digital telecomunicações e Enind Engenharia e construção)
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 10,544 milhoes para R$ 5,4 milhão – 48,78%

Lote 4 – Paraíba
11 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 60.002.250,00 para R$ 25,70 milhões – 57,16%

Lote 3 – Cruza Ceará e Rio Grande do Norte (541 km)
11 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 205,14 milhões para R$ 85,05 milhões 58,54%

(O primeiro lance a ser anunciado foi justamente o do consórcio da Jaac, que participa sob júdice, com alto deságio, de 51,94%. O lance gerou forte reação entre os participantes. O seguinte, porém, gerou ainda mais comoção: a indiana Sterlite Power ofereceu o lance vencedor, com desconto de 58,54%. A derrota da Jaac foi comemorada entre os participantes no salão da B3.)

Lote 2 – Rio de Janeiro
10 proponentes
Deságio – receita anual permitida caiu de caiu de R$ 31.055.370 para R$ 14.925.000 – 51,94%

Lote 1 – Santa Catarina
11 proponentes
Vencedor – consócio Columbia (Cteep vai assumir sozinha após saída da Taesa do consórcio )
Deságio – a receita anual permitida caiu de R$ 114.664.010 para 38.231.291 – 66,65%

Fontes: Thais Hirata | Folha de São Paulo | Portal EpowerBay

 

Iberdrola investe 1 bilhão de euros em complexo eólico na Paraíba

Complexo será o maior da América Latina e contará com uma potência de 565 megawatts (MW), 471 novos e 94,5 que já estão operacionais

A empresa Neoenergia, filial da companhia elétrica espanhola Iberdrola, construirá no Brasil um complexo eólico no valor de 1 bilhão de euros, que contará com uma potência de 565 megawatts (MW), 471 novos e 94,5 que já estão operacionais, e será o maior da América Latina.

Segundo informou nesta quarta-feira a Iberdrola em Madri, o complexo, formado por 18 parques, estará situado próximo da cidade de Santa Luzia, no estado da Paraíba, uma das áreas com maior potencial eólico das Américas.

Fontes do mercado consultadas pela Agência Efe indicaram que o projeto representará um investimento de perto de 1 bilhão de euros, cerca de US$ 1,165 bilhão no câmbio atual.

Os aerogeradores – 136 turbinas de 3,4 MW de potência – serão fornecidos pela companhia hispano-alemã Siemens Gamesa, e será o maior contrato da história desta empresa no Brasil.

A Siemens Gamesa instalará aerogeradores do modelo SG132, um dos mais novos e eficientes do mercado, com pás de 65 metros de comprimento, com compromisso de fornecer energia para 2023.

“Estamos muito orgulhosos que a Iberdrola confie em nós para este projeto tão importante. Trata-se de um marco na história da energia eólica brasileira, já que representa um dos maiores acordos de fornecimento de aerogeradores no país”, destacou em uma nota o executivo-chefe da Siemens Gamesa para as Américas, José Antonio Miranda.

O projeto contribuirá para fomentar a geração de emprego em nível local, com mais de 1.200 contratações previstas durante a fase de construção, segundo a Iberdrola.

Além disso, as turbinas serão fabricadas na unidade que a Siemens Gamesa tem em Camaçari, na Bahia.

Com esse projeto, a Neoenergia, na qual também foi integrada a companhia Elektro, dispõe de cerca de 1.000 MW entre parques em operação e em construção no Brasil e de aproximadamente 13,6 milhões de pontos de fornecimento.

A Siemens Gamesa, por sua vez, está presente no Brasil há oito anos e tem se consolidado como a segunda maior fabricante do país, com uma quota de mercado de 24% e a instalação de mais de 1.500 turbinas com uma potência total de 3 gigawatts (GW).

Fonte: Agência EFE

Renováveis ganham força no setor elétrico global

Dados do  Renewables 2018 Global Status Report apontam que 178 gigawatts em energias renováveis foram implantados em 2017 no mundo.

As fontes renováveis de energia contribuíram com 70% do crescimento líquido de capacidade de geração de eletricidade em todo o mundo em 2017. O maior aumento de capacidade de produção renovável de energia da história moderna, segundo o Renewables 2018 Global Status Report, da REN21. No entanto, os setores de condicionamento ambiental (calefação e refrigeração de ambientes) e de transportes, que em conjunto representam quatro quintos da demanda final de energia global, continuam a apresentar importante atraso em relação ao setor elétrico.
O aumento de capacidade solar de geração de eletricidade foi de 29% em relação a 2016, totalizando 98 GW. A capacidade solar cresceu mais do que a movida a carvão, a gás natural e a nuclear juntas. A energia eólica também contribuiu para o aumento das fontes renováveis com 52 GW.
O investimento em geração renovável de eletricidade, em 2017, foi mais do que o dobro do investimento somado em geração via combustíveis fósseis e energia nuclear, apesar dos contínuos e elevados subsídios dados à eletricidade gerada por combustíveis fosseis. Mais de dois terços do investimento em produção de energia foi feito em renováveis, graças ao aumento de competitividade – e a expectativa é que a fração renovável no setor elétrico continue a aumentar.
Embora a China e os EUA tenham sido responsáveis por aproximadamente 75% do investimento global em renováveis em 2017, quando se compara os investimentos das nações em relação ao seu PIB, percebe-se que as Ilhas Marshall, Ruanda, Ilhas Salomão, Guiné-Bissau e outros países em desenvolvimento investiram tanto ou mais em renováveis do que os países desenvolvidos e as economias emergentes.
Tanto a demanda de energia quanto as emissões de CO2 relacionadas aumentaram substancialmente pela primeira vez em quatro anos. As emissões de CO2 relacionadas com a energia aumentaram 1,4%. Em nível global, a demanda de energia aumentou cerca de 2,1% em 2017, devido ao crescimento econômico de grandes economias emergentes e ao aumento da população. O aumento das fontes renováveis de energia não está conseguindo acompanhar o aumento da procura de energia e o contínuo investimento em produção fóssil e nuclear.
No setor energético, a transição para as renováveis está acontecendo, mas a um ritmo mais lento do que seria possível ou desejável. Os compromissos assumidos em 2015 junto ao Acordo de Paris para a limitação do aquecimento global “bem abaixo” dos 2 graus Celsius em relação aos níveis pré-industriais tornam mais clara a natureza deste desafio. E, se o mundo quiser atingir as metas previstas no Acordo de Paris, o aquecimento, a refrigeração e os transportes terão que percorrer caminho semelhante ao do setor elétrico – e mais rapidamente.
O aumento do uso de fontes renováveis no aquecimento e no arrefecimento tem sido pequeno. A energia renovável moderna (solar e eólica) forneceu aproximadamente 10% do total global de produção de calor em 2015. Somente 48 países têm metas nacionais para a energia renovável no aquecimento e no arrefecimento, enquanto 146 países têm metas para energias renováveis no setor elétrico.
Pequenas mudanças estão a caminho. Na Índia, por exemplo, as instalações de coletores solares térmicos aumentaram aproximadamente 25% em 2017 em relação a 2016. A China tem por objetivo que 2% da carga de arrefecimento dos seus edifícios seja proveniente de energia solar térmica em 2020.
Nos transportes, o aumento da eletrificação está oferecendo oportunidades para o aumento das fontes renováveis, apesar da predominância dos combustíveis fósseis: mais de 30 milhões de veículos elétricos de duas e três rodas têm sido colocados nas estradas por todo o mundo a cada ano e 1,2 milhões de automóveis elétricos de passageiros foram vendidos em 2017, um crescimento de 58% em relação a 2016. A eletricidade fornece 1,3% das necessidades energéticas para os transportes, das quais cerca de um quarto são solares e eólicas e 2,9% biocombustíveis. De uma forma geral, 92% da demanda de energia nos transportes, continua a ser satisfeita por petróleo, e apenas 42 países têm metas nacionais para o uso de renováveis nos transportes.
Uma mudança nestes setores ainda depende da criação de metas nacionais, de políticas públicas de incentivo à inovação e ao desenvolvimento de novas tecnologias renováveis que estão em falta nestes setores. “Comparar ‘eletricidade’ com ‘energia’ está levando à complacência”, diz Rana Adib, Secretária Executiva da REN21. “Podemos estar no caminho para um futuro com 100% de renováveis no setor elétrico, mas no que que diz respeito ao aquecimento, ao arrefecimento e aos transportes, estamos à deriva como se tivéssemos todo o tempo do mundo, e não temos”.
Arthouros Zervos, Presidente da REN21, acrescenta que “para que a transição energética aconteça é necessária liderança política dos governos, acabando, por exemplo, com os subsídios para os combustíveis fósseis e para a geração nuclear, investindo nas infraestruturas necessárias e estabelecendo metas e políticas ambiciosas para o aquecimento, o arrefecimento e os transportes. Sem esta liderança, será difícil o mundo atingir os compromissos climáticos ou de desenvolvimento sustentável”.
INVESTIMENTOS DO BRASIL
O investimento total do Brasil em energia foi de US$ 6 bilhões, um aumento de 8% em relação a 2016, mas ficou muito abaixo do pico de US$ 11,5 bilhões de 2008, quando o boom global de biocombustíveis ainda estava em pleno andamento.  A maior parte do investimento do Brasil em 2017 foi em energia eólica, US$ 3,6 bilhões (queda de 18% em relação a 2016) e em energia solar, que subiu 204%, para US $ 1 bilhão.
Após uma pausa de dois anos, e após o cancelamento de licenças de construção de 0,3 GW de leilões anteriores (a pedido dos desenvolvedores), o Brasil retomou os leilões no final de 2017. Na ausência de leilões, contratos privados com preços competitivos ajudaram o crescimento das instalações. O Brasil continuou a figurar entre os 10 maiores do mundo, com cerca de 2 GW comissionados em 2017, e uma capacidade total instalada de 12,8 GW ao final de 2017. A energia eólica foi responsável por 7,4% da geração de eletricidade do Brasil em 2017 (e por 5,9% em 2016).
Em energia fotovoltaica, o Brasil se tornou o segundo país da América do Sul (depois do Chile) a chegar a 1 GW de capacidade instalada, quase toda ela adicionada em 2017 (0,9 GW) sob o total de 1,1 GW. Com isso, o Brasil subiu para a décima posição global em termos de capacidade agregada em 2017, embora o país tenha representado apenas 1% das adições globais.
O Brasil continua sendo o maior produtor de energia hidrelétrica na América do Sul e ficou em segundo lugar em novas instalações em todo o mundo em 2017. Aproximadamente 3,4 GW foram adicionados e o total geral em fins de 2017 foi de 100,3 GW.
Em 2017, a produção global de biocombustíveis cresceu cerca de 2% em relação a 2016, atingindo 143 bilhões de litros. Os EUA e o Brasil continuaram sendo, de longe, os maiores produtores de biocombustíveis. Na produção de etanol, representam juntos, 84% da produção global de 2017. A produção de etanol no Brasil ficou estável em 2017 em 28,5 bilhões de litros, apesar dos altos preços mundiais do açúcar favorecerem a produção de açúcar. O combustível foi usado principalmente no Brasil, mas uma parte foi exportadas, por exemplo, para os EUA.
Fonte: Canal Energia

Solar, eólica e baterias formam trio imbatível contra combustíveis fósseis

Análise da Bloomberg New Energy Finance mostra que a redução dos custos das tecnologias verdes ofusca investimentos em carvão e gás

Os tempos do carvão e do gás como fontes de energia atrativas para se investir, tanto pelo baixo custo quanto pela flexibilidade de responder às altas e baixas da demanda na rede, estão cada vez mais próximos do fim.

Segundo uma análise da Bloomberg New Energy Finance, o carvão e o gás enfrentam uma ameaça crescente a sua posição no mix mundial de geração de eletricidade, como resultado das “espetaculares” reduções nos custos das tecnologias de geração eólica solar e, principalmente, com a expansão do mercado de baterias para armazenamento de energia.

Para todas as tecnologias, o relatório da BNEF analisou os custos nivelados da eletricidade (ou LCOE), que cobre todas as despesas de geração de uma planta nova, como custos de desenvolvimento de infraestrutura, licenciamento e permissões, equipamentos e obras civis, finanças, operações, manutenção e matéria-prima.

A análise destaca que as energias eólica e solar fotovoltaica vêm reduzindo sistematicamente seus custos nivelados de eletricidade e aumentando sua posição competitiva, graças à queda dos custos de capital com tecnologias mais baratas ganhos em eficiência e aumento de leilões em todo o mundo.

No primeiro semestre de 2018, por exemplo, o LCOE global de referência para a energia eólica terrestre é de US$ 55 por megawatt-hora (MWh), 18% abaixo dos primeiros seis meses do ano passado, enquanto o equivalente para a fotovoltaica solar é de US $ 70 por MWh, também 18% abaixo.

Além disso, o desenvolvimento do mercado de baterias de armazenamento tem aumentado a capacidade das fontes renováveis responderem às solicitações de rede para aumentar ou diminuir a geração de eletricidade a qualquer hora do dia, flexibilidade outrora garantida por usinas de carvão e gás.

Segundo a BNEF, as baterias independentes estão cada vez mais rentáveis ​​e começando a competir em preço com outras tecnologias. Desde 2010, os custos das baterias de íons de lítio para armazenamento caíram 79% desde 2010. Dados da consultoria indicam uma queda no preço de US$ 1.000 por kWh em 2010 para US$ 209 por kWh em 2017.

Segundo os analistas da BNEF, algumas usinas a carvão e gás existentes ainda exercerão um papel importante por muitos anos na matriz energética mundial, mas o “argumento econômico” para a construção de novas capacidades de carvão e gás está, claramente, perdendo espaço.

Fonte: Exame

Leilões de petróleo aquecerão investimentos até 2027

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Décio Oddone, relatou que espera um investimento de R$ 850 bilhões em produção até 2027, mediante continuidade dos leilões.

Ele lembrou ainda que o potencial de produção de petróleo do País pode superar 5 milhões de barris diários em 2027. O executivo comentou ainda que espera uma maior conexão entre o mercado financeiro e a indústria do petróleo, com a criação de empresas que dependam de financiamento.

A ANP tem o prazo até 13 de abril para publicar a regulamentação de “waivers” – solicitação de perdão pelo não cumprimento de índices de conteúdo local, lembrou o diretor-geral da agência, no fórum anual de investimentos do Bradesco BBI.

Segundo Oddone, a resolução vai gerar a possibilidade de aditivo a contratos passados. “Tivemos uma ampla discussão a partir de uma consulta pública no ano passado, que envolveu agentes do setor. A indicação é de flexibilização do conteúdo local”, disse.

Ele citou os percentuais de 40% para engenharia, 40% para construção e montagem e 40% em máquinas e equipamentos. “Acreditamos que com isso a questão estará pacificada”, disse Oddone.

O diretor do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) Antonio Guimarães disse esperar que projetos sejam agora destravados. “O conteúdo local está sendo revisto. Ainda não foi fechada a revisão, mas as indicações são de que vamos conseguir destravar projetos do passado para nível factível”, opinou. Oddone disse, também nesta terça-feira, ter a percepção de que a discussão.

Sobre o Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação (Repetro) na Assembleia do Rio de Janeiro, ele acredita que “vai acabar passando”. Guimarães, por sua vez, relatou que há uma discussão entre os legisladores sobre o que é o Repetro, bem como existe uma resistência política. Mas a expectativa do IBP é de continuidade do regime.

“Considerando a posição que o IBP tem, o apoio que temos do Rio de Janeiro, poderia dizer que há uma indicação bastante clara de que a probabilidade de que venha a continuar existindo no Rio de Janeiro, como já existe hoje, é grande”, disse Guimarães.

Fonte: Jornal do Commércio

Brasil, China e Índia fazem mais da metade dos investimentos em energia limpa

Países em desenvolvimento estão investindo mais em energias renováveis do que as nações mais ricas

Há alguns motivos para celebrar o novo relatório da Organização das Nações Unidas (ONU) sobre energia. Em 2017, os investimentos globais em fontes renováveis aumentaram 2%, para US$ 280 bilhões. Além disso, a capacidade de energia renovável aumentou mais do que a capacidade de energia fóssil. Mas os grandes responsáveis por esse incremento foram os países em desenvolvimento – mais notadamente ChinaÍndia e Brasil, que juntos foram responsáveis por mais da metade dos investimentos em energias renováveis em 2017.

Historicamente, os países em desenvolvimento investem mais nesses tipos de energia. Este ano, contudo, a ONU aponta que esses países aumentaram a liderança. Excluindo grandes projetos de energia hidroelétrica, as economias emergentes atraíram US$ 177,1 bilhões em investimentos no ano passado, 20% mais do que em 2016. Considerando apenas o grupo “big three”, que são China, Índia e Brasil, os investimentos alcançaram o recorde de US$ 143,6 bilhões, 24% a mais do que em 2016. Dentro desse grupo, a China foi ainda mais dominante do que nos anos anteriores.

Enquanto isso, os investimentos em países desenvolvidos caíram 18%, para US$ 102,8 bilhões, o menor nível desde 2006. A ONU lembra que esses números brutos escondem importantes reduções de custo da energia nos últimos anos.

No ano passado, o Brasil investiu US$ 6 bilhões em energias renováveis, sendo US$ 2,1 bilhões em energia solar, US$ 3,6 bilhões em energia eólica, US$ 2 milhões em biocombustíveis, e US$ 1 milhão em pequenas hidrelétricas. Isso representa um aumento de 8% na comparação com o ano anterior, mas ainda uma redução importante considerando o recorde de US$ 11,5 bilhões em 2008, quando os aportes no desenvolvimento de biocombustíveis tiveram um pico.

A China, enquanto isso, investiu US$ 126,6 bilhões, sendo que US$ 86,5 bilhões em energia solar. Os investimentos da Índia em 2017 foram de US$ 10,9 bilhões.

Fonte: Época Negócios

 

Nordex Acciona começa a operar fábrica de torres eólicas de até R$30 mi no Piauí

A fornecedora de equipamentos de energia eólica Nordex Acciona iniciará em maio operações de uma nova fábrica de componentes no Brasil, uma unidade de produção de torres no Piauí com investimento entre 20 milhões e 30 milhões de reais, disse à Reuters um executivo da companhia nesta quinta-feira.

Com a nova fábrica, a empresa fruto de uma fusão entre a alemã Nordex e a espanhola Acciona prevê ganhos logísticos e de custos para suas operações no país, onde já possui 1 gigawatt em turbinas instaladas e mais quase 200 megawatts em contratos assinados para entrega futura.

Os negócios foram fechados a partir da chegada da empresa ao país, em 2012, junto a investidores que conquistaram contratos em leilões promovidos pelo governo para a construção de usinas de geração.

“Se você olhar o ‘market share’ dos últimos leilões, nos últimos dois ou três anos, a gente está mantendo de 15 a 20 por cento de participação, e nosso objetivo é manter essa fatia”, disse o diretor da empresa para o Brasil, Daniel Berridi.

Além da unidade no Piauí, que será inaugurada em cerimônia oficial na próxima sexta-feira e terá capacidade de suportar 250 megawatts em turbinas por ano, a empresa possui uma fábrica de montagem de nacelles na Bahia, com capacidade de 500 megawatts a 600 megawatts anuais.

Neste momento, a empresa negocia com investidores que participaram de leilões em dezembro passado para tentar fechar mais contratos.

 As tratativas acontecem em um momento de forte competição na indústria eólica do país, uma vez que houve dois anos sem licitações antes das realizadas em dezembro, que contrataram 1,45 gigawatt em novas usinas eólicas que precisarão entrar em operação entre 2021 e 2023.

“A competição aumentou muito. Todos os fornecedores estavam, com dois anos sem leilões, com fábricas com perspectiva de ficarem paradas… tem uma briga enorme para levar os contratos”, afirmou Berridi.

Ele disse, no entanto, que a Nordex Acciona tem certeza de que continuará sua aposta no Brasil e já está em contato também com investidores que disputarão um novo leilão de energia do governo, o chamado “A-4”, em 4 de abril, para usinas que precisarão ser concluídas em 2022.

“Estamos otimistas… as perspectivas das renováveis, e especificamente da eólica no Brasil são muito boas… achamos que o Brasil vai ter um crescimento muito interessante para a companhia e por isso estamos nos preparando para esse período”, afirmou.

Além da Nordex Acciona, possuem unidades no Brasil a dinamarquesa Vestas, a norte-americana GE, a Siemens-Gamesa, associação entre o conglomerado industrial alemão e uma fabricante espanhola, a alemã Enercon e a WEG, que é catarinense.

 Mais recentemente, a chinesa Goldwind também fechou o primeiro contrato no Brasil, mas para importação de seus equipamentos.

 

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Revista Recharge: O nascimento do setor eólico offshore no Brasil

A próxima geração da indústria eólica vai “surpreender o mundo pelo custo” devido aos ventos fortes, águas rasas e 600 GW de potencial, escreve Alexandre Spatuzza em São Paulo.

Em meados de 2021, a estatal petrolífera brasileira Petrobras deverá instalar a primeira turbina eólica offshore – um modelo de 5MW – em algum lugar na costa nordeste do Brasil.

Mas o projeto ainda está tão envolto em sigilo que até o órgão de licenciamento ambiental federal do país – Ibama – que recebeu o esboço do projeto em 16 de fevereiro, sabe muito pouco sobre isto.

“Vamos ter uma primeira reunião sobre isso com a Petrobras nos próximos dez dias”, disse a Recharge o porta-voz do Ibama no início de março. O que se sabe é que, em 2016, a Petrobras apresentou uma proposta a Agência Nacional de Energia Elétrica, a Aneel, para construir um projeto de R$ 63 milhões (US $20 milhões), que incluía planos para ventos offshore e para estudar potenciais cadeias de suprimentos e infra-estrutura portuária.

Esse documento, posteriormente aprovado pela Aneel, veio no verso de um estudo inicial de cinco anos mapeando a velocidade do vento nos estados do Ceará e do Rio Grande do Norte – cujos resultados permaneceram secretos, mas que parecem ter incentivado os planos da Petrobras no setor eólico offshore.

Uma nova campanha de medição offshore ao longo da costa do Brasil, em especial o Nordeste e o Sudeste, agora está sendo conduzido graças a tecnologia Lidar e mastros meteorológicos com 93 metros de altura.

Oscar Chamberlain, Gerente Geral de P&D da Petrobras em Refino e Gás Natural, disse à Recharge que enquanto o Brasil já tem alguns dos ventos mais fortes e confiáveis ​​do mundo, particularmente nas regiões menos povoadas do interior do Nordeste, ele espera que os ventos em alto-mar sejam “mais fortes e tenham menos variabilidade do que em terra”.

O setor eólico offshore brasileiro também se beneficiaria da grande e rasa plataforma continental do país, que se estende até 40 km de distância ao longo dos 9.000 km de costa e que podem atingir profundidades de 8 a 12 metros.

E há também o fato de que 27% dos 210 milhões de brasileiros vivem em cidades litorâneas e costeiras “significa que poderíamos gerar energia perto de lugares onde há mais demanda”, diz Darlan Santos, Diretor de Energia Eólica do Cerne e pesquisador de energias renováveis ​​do RN.

Com os preços do vento offshore caindo rapidamente na Europa, discussões e estudos sobre o possibilidades do setor no Brasil estão ganhando força.

“Acho que o Brasil surpreenderá o mundo em termos de custos e preços no exterior em alguns anos”, disse à Recharge o Diretor-Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates. “A energia eólica offshore no Brasil é inevitável e eventualmente a questão é se seremos pegos de surpresa ou se vamos nos preparar para isso.”

As primeiras estimativas do potencial eólico offshore do Brasil são de 600 GW, até uma profundidade de 100 metros, em comparação com 350GW onshore.

Mas ainda há dúvidas sobre se o Brasil precisa ou não de vento no mar. “Há ainda muita terra barata e boa, varrida pelo vento, disponível para o desenvolvimento onshore [eólico]”, disse Élbia Silva Gannoum, Presidente Executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica).

O Presidente da Agência Nacional de Planejamento Energético (EPE), Luiz Barroso, disse recentemente que a atividade comercial eólica offshore ainda está a muitos anos de distância. Mas isso não significa que o governo brasileiro não esteja dando apoio ao setor.

Em 2015, o Ministério de Minas e Energia reuniu um grupo para discutir como o Brasil deveria desenvolver o setor eólico offshore. Nenhum resultado foi anunciado, mas em outubro do ano passado, foi realizada uma reunião de alto nível sobre a energia eólica no escritório de planejamento estratégico da presidência – com a presença da Petrobras e empresas como GE, Siemens, Gamesa além de grupos comerciais da indústria eólica.

Prates – em seu papel de auxiliar da Senadora Federal do RN, Fatima Bezerra – reuniu uma equipe de especialistas para escrever um Projeto de Lei para regular o desenvolvimento eólico offshore, que poderá ser aprovado pelo Congresso já em 2019. Ele está propondo um esquema semelhante ao que foi visto recentemente em estados dos EUA – o governo iria realizar licitações para concessões offshore em blocos, com os licitantes vencedores tendo então até cinco anos para desenvolver um projeto e preparar-se para uma segunda licitação para contratos de compra de energia.

“Seria o que o regulador nacional de petróleo e gás (ANP) do Brasil já faz para os blocos de exploração de petróleo: investir em estudos sísmicos básicos, licenciamento ambiental preliminar; o projeto dará à ANP outra responsabilidade para que também tenha que mapear ventos e transportar estudos básicos do fundo do oceano ”, diz ele à Recharge.

É altamente improvável que a Petrobras, sendo 54% detida (e controlada) pelo governo, estaria perseguindo sua estratégia de energia eólica offshore sem suporte de políticas de alto nível.

“A Petrobras tem como uma de suas estratégias, o objetivo de se preparar para um futuro baseado em uma economia de baixo carbono”, disse Chamberlain a Recharge. “Entre as iniciativas estão o desenvolvimento de alto valor agregado à empresas em energias renováveis ​​… a ideia de construir uma planta offshore piloto moverá esses objetivos estratégicos para frente, aproveitando o conhecimento da empresa para o desenvolvimento de projetos sobre transporte marítimo.”

A estatal é uma das maiores especialistas do mundo em petróleo e gás offshore – com cerca de 100 plataformas marítimas em operação no Brasil.

CTGAS-ER, um centro de pesquisa de gás e energias renováveis ​​situado no Rio Grande do Norte, mantido em conjunto pela Petrobras e pela organização de treinamento industrial Senai, desenvolverá uma campanha nacional de medição de vento; enquanto um estudo da cadeia logística já foi contratado pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN).

“A Petrobras tem um histórico e experiência de trabalho offshore, então acredito que, como vimos na indústria eólica onshore, vamos perceber que o Brasil tem o know-how técnico para offshore”, disse Mario González, professor da UFRN que está liderando a projeto.

“No final do estudo, teremos informações sobre sua viabilidade econômica”.

Fonte: Recharge Brazil | Alexandre Spatuzza

Fundos vão financiar uso de energia solar com R$ 3,2 bilhões

Às vésperas do prazo de desincompatilização dos ministros e do início da campanha eleitoral, o governo lançará na próxima semana a iniciativa mais abrangente até hoje para difundir a microgeração de energia solar no país.

Quase R$ 3,2 bilhões estarão disponíveis para financiar a instalação de placas fotovoltaicas nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste. Os recursos proveem dos fundos constitucionais, têm juros muito abaixo das taxas de mercado e prazos mais longos de pagamento. A ideia é incentivar a geração própria em residências e estabelecimentos comerciais. Uma reunião dos conselhos deliberativos das agências regionais de financiamento – Sudam, Sudene e Sudeco – está agendada para o dia 4 de abril a fim de aprovar essa nova fonte de crédito. O anúncio deve ser feito pelo presidente Michel Temer.

As linhas serão oferecidas pelas instituições públicas que atuam como operadores financeiros dos fundos constitucionais. O Banco do Nordeste terá as condições mais atrativas, com juros anuais de 6,24% e 12 anos para o pagamento do empréstimo, incluindo quatro de carência.

O Banco da Amazônia (Basa), que atende à região Norte, trabalhará com a mesma taxa, mas 36 meses de prazo para a quitação do financiamento (e dois meses de carência). No caso do Banco do Brasil, agente financeiro do Centro-Oeste, a taxa será de 7,33% ao ano – com 24 meses de prazo e seis meses de carência.

O ministro da Integração Nacional, Helder Barbalho, vê um esforço de popularizar o uso de placas fotovoltaicas. Até agora, o crescimento da energia solar tem sido impulsionado por usinas cuja produção é vendida nos leilões de suprimento organizados pelo governo. “Agora queremos levar ao cidadão uma iniciativa com impacto econômico e social gigantesco.”

Barbalho, que deixa o cargo no dia 7 de abril e disputará as eleições para governador do Pará pelo MDB, prevê uma boa procura por recursos onde as tarifas são mais altas. “O custo da energia é brutal”, diz o ministro, lembrando que ele mesmo vem de um Estado com grande superávit hidrelétrico, onde estão Tucuruí e Belo Monte. “E paga-se três vezes o valor da tarifa de outras capitais.”

O Brasil tem hoje 24.565 sistemas de mini ou microgeração distribuída, segundo dados compilados pela Absolar, entidade que reúne a cadeia produtiva do setor. Mais de 99% dos sistemas são baseados em placas fotovoltaicas. “Quando analisamos o perfil dos consumidores, porém, os gargalos ficam evidentes”, pondera o presidente-executivo da associação, Rodrigo Sauaia.

Cerca de 70% dos microgeradores estão no segmento de comércio, prestação de serviços ou residências de renda média e alta. “As pessoas jurídicas estão encontrando caminhos para se financiar”, avalia Sauaia. Segundo ele, o investimento em placas para a autoprodução de energia se paga em até cinco anos e os sistemas têm vida útil de pelo menos 25 anos. “É melhor do que qualquer outro investimento, como poupança ou fundos. A pessoa física, que poderia ter os maiores ganhos do ponto de vista do custo-benefício, não é contemplada.”

Quem gera energia própria e joga o excedente no sistema interligado, via distribuidora, deixa de pagar conta de luz e acumula créditos para usar no futuro.

Paralelamente, o ministério e a Absolar estão firmando um convênio para estudar juntos a possibilidade de troca do fornecimento de energia ao projeto de transposição do rio São Francisco. As nove bombas de elevação das águas – nos eixos leste (inaugurado em 2017) e norte (com entrega prevista para o segundo semestre) – vão consumir 746 mil megawatts-hora por ano e arcar com um gasto anual de energia em torno de R$ 300 milhões.

A ideia do governo – e a Absolar concluirá um estudo sobre o assunto daqui a 60 dias – é instalar placas fotovoltaicas nas margens dos canais. A faixa de 100 metros em cada margem já foi desapropriada e existe espaço suficiente para a instalação das placas, bem como 270 de linhas de transmissão de energia em alta tensão já construídas junto com o projeto de transposição.

Em uma terceira iniciativa do “pacote” de fomento à energia solar, o ministério vai propor a instalação das placas fotovoltaicas no perímetro de Itaparica (entre a Bahia e Pernambuco), que tem dez complexos de agricultura irrigada. Com cerca de 40 mil famílias, o complexo tem alto consumo de eletricidade e abastecimento subsidiado pela Companhia de Desenvolvimento do Vale do São Francisco (Codevasf). A conta paga pela estatal é de cerca de R$ 42 milhões anuais.

Se esse projeto der certo e o fornecimento de energia for mais barato, pode-se pensar no fim dos subsídios, diz Gustavo Canuto, presidente do conselho de administração da Codevasf. “O objetivo é que os agricultores possam se emancipar”, afirma.

Fonte: Daniel Rittner e Andréa Jubé | Valor Econômico

Chesf anuncia investimento de R$ 2 bilhões

Empresa energética pretende usar a verba em 30 novos empreendimentos de geração que foram obtidos em leilões

A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) comemora, esta quinta-feira (15), seus 70 anos de atividades com boas notícias. Apesar de atravessar dificuldades econômicas, a companhia anunciou um investimento de R$ 2 bilhões para este ano, com projeção de concluir 30 novos empreendimentos arrematados em leilões de geração dos quais a estatal participou. Maior investimento dos últimos anos – em 2017 foi investido R$ 1,6 bilhão -, será destinado para o setor de linhas de transmissão, transformadores e subestações da empresa.

Após equação financeira, a Chesf conseguiu receita para realizar o investimento. “Obtivemos receita adicional para conseguir concluir os projetos, já que a companhia está com dificuldades financeiras. Então, vendemos participações em sociedades da Chesf e utilizamos o valor da indenização paga pelo Governo Federal”, explicou o presidente da Chesf, Sinval Gama. Depois da edição da Medida Provisória (MP) 579 em 2012, o governo antecipou os contratos de concessão e informou que indenizaria ativos não amortizados. “Esse valor que o governo ainda devia só começou a ser pago em julho do ano passado em parcelas mensais”, disse Gama.

A empresa deve concluir todos os empreendimentos até o primeiro trimestre de 2019. Alguns dos projetos programados são: a Plataforma Solar Petrolina, a Plataforma Solar Fotovoltaica Flutuante no Lago do Sobradinho e UFV Bom Nome e UFV Lapa Solar I. “Com a recuperação financeira da companhia, enxergamos uma vocação futura para geração da fonte solar. A Chesf é uma empresa que pode acelerar este setor se tiver receita justa”, contou Gama, ao acrescentar que a estatal estuda inaugurar neste emestre um centro de referência de negócios em energia solar.

Para o futuro, a expectativa é de resolver o problema financeiro para manter investimentos. “Hoje, a Chesf não tem competência financeira para participar de leilões. Precisamos retomar as receitas para dar continuidade em pesquisas e avanço da  tecnologia nos projetos”, disse Gama, informando que o processo de privatização que o Sistema Eletrobras atravessa, com a Chesf sendo uma das subsidiárias, não interfere no andamento dos projetos, que vão continuar em operação.

Sinval Gama fala dos desafios da empresa (Jornal do Commercio)

Ele começou a trabalhar como estagiário da Chesf, em 1976. Depois disso, passou por várias empresas, chegando à presidência da estatal em janeiro de 2017. Nessa entrevista ao Jornal do Commercio, Sinval Gama fala sobre os principais desafios da Chesf, considerando que o principal é aumentar a receita da estatal.

JORNAL DO COMMERCIO – Dá pra gente ter uma ideia do quanto esse sistema de cotas traz de prejuízo a Chesf por ano?

SINVAL GAMA – Hoje recebemos R$ 450 milhões por ano para fazer a gestão dos ativos da geração da energia que vendemos em cotas, o que corresponde a 87% de toda a energia que produzimos. Na média, essa energia é vendida por R$ 9, o megawatt-hora (MWh). É um número tão imoral. O preço da energia varia dependendo do dia, se tem menos água etc. No entanto, a preços de hoje, a Chesf poderia estar recebendo R$ 3 bilhões por ano com a venda dessa energia. Desses R$ 3 bilhões, poderíamos investir mais de R$ 2 bilhões por ano em empreendimentos de geração eólica, solar e em linhas de transmissão.

]JC – E por que a Chesf não participa mais de leilões para implantar futuros empreendimentos na área de geração de energia?

SINVAL – Não temos receitas para fazer investimentos, comprar equipamentos. Quando se trabalha com empresa, é preciso ter dinheiro para alavancar recursos. Ninguém empresta a quem não pode pagar. Atualmente, estamos fazendo empreendimentos do porte com a capacidade instalada para gerar 500 megawatts (MW) a 1 mil MW. Não é do tamanho que a Chesf quer e nem do tamanho que precisa ter uma expansão da geração no Nordeste. Uma coisa é a Chesf fazer uma expansão, outra é uma empresa italiana, chinesa, francesa. São todos bem-vindos, mas essas empresas não têm a identidade que a Chesf tem com o Nordeste.

São Francisco

JC – Nos últimos cinco anos, houve uma redução de 71% da produção de energia por causa da pouca quantidade de água no São Francisco. Como o Sr. vê isso ?

SINVAL – Estamos passando uma das maiores crises de energia. Tenho a visão que cada vez mais a água do São Francisco terá outras prioridades, como o abastecimento humano, o saneamento e a irrigação. Hoje, estamos recebendo mais água do que liberando (o reservatório de Sobradinho está com a menor vazão da sua história, de 550 metros cúbicos por segundo). A prioridade hoje é restabelecer o armazenamento de água. Quem define o regime da água não é a Chesf. Isso é feito em conjunto por várias entidades e coordenado pela Agência Nacional de Águas (ANA). <EM>

JC – E com essa crise hídrica como ficará a geração de energia na região no futuro?

SINVAL – O Nordeste é uma região privilegiada por Deus. Temos condições de gerar, em diversos pontos do Nordeste, grandes volumes de energia com geração eólica e solar. A Chesf está se desenvolvendo para se especializar em energia solar. Estamos fazendo um projeto piloto no reservatório de Sobradinho com as placas (de geração solar) dentro do lago e implantando um Centro de Referência em Energia Solar (em Petrolina) que está prestes a ser inaugurado e estudará as diversas formas de geração de energia solar.

JC – E mesmo com o problema de queda da receita, a Chesf está planejando investir R$ 2 bilhões. Como?

SINVAL – Vamos vender as participações da Chesf em Sociedade de Propósito Específicas (SPEs). Quando cheguei à presidência da Chesf, encontramos 100 obras em atraso. Fizemos um plano para terminar todas as obras em atraso até o primeiro trimestre de 2019. No ano passado, concluímos 25 obras. Este ano, estamos trabalhando com 69, das quais 35 serão finalizadas este ano e 24 a serem finalizadas no primeiro trimestre de 2019.

Fonte:

Folha de Pernambuco | Eduarda Barbosa

Jornal do Commercio | Angela Fernanda Belfort

Fabricante chinesa de turbinas eólicas Goldwind obtém 1º contrato no Brasil

A fabricante chinesa de turbinas para energia eólica Goldwind, terceira colocada no ranking global do setor, conseguiu o primeiro contrato para fornecimento de equipamentos no Brasil, disse à Reuters um executivo da companhia.

O negócio marca a entrada do grupo chinês na maior economia da América Latina, que fechou 2017 como o oitavo país em capacidade instalada em parques eólicos no mundo, depois de um crescimento exponencial da fonte na última década.

A chegada da Goldwind indica concorrência adicional para gigantes globais do setor que já contam com unidades locais.

Já atuam no Brasil a dinamarquesa Vestas, associações de empresas alemãs e espanholas, como Siemens-Gamesa e Nordex-Acciona, e a germânica Enercon. A brasileira WEG também passou a produzir turbinas eólicas para atender à demanda doméstica.

“O primeiro contrato está assinado… o primeiro gerador chegou ao Brasil recentemente”, disse à Reuters o gerente-geral da Goldwind para a América do Sul, Xuan Liang, sem detalhar o valor e para quem foi destinado o equipamento.

A Goldwind já vinha analisando o mercado brasileiro há pelo menos três anos, e no ano passado chegou a avaliar até mesmo a possível aquisição de projetos eólicos como meio de garantir a construção das primeiras usinas com suas máquinas no país.

A fabricante também chegou a disputar leilões promovidos pelo governo brasileiro em dezembro passado para tentar obter contratos de venda de energia que viabilizassem a implementação de parques com seus equipamentos.

A empresa se associou à alemã Sowitec para a licitação, mas a dupla não chegou a aparecer entre os vencedores dos leilões, que registraram uma forte concorrência entre investidores que derrubou fortemente os preços de compra da produção futura das usinas.

A Goldwind agora avalia se disputará mais licitações com projetos próprios no Brasil —já há um leilão marcado para 4 de abril, para novos projetos renováveis, e um segundo certame deve acontecer até agosto.

“Nós estávamos em associação com a Sowitec. No entanto, para esse próximo leilão, não podemos divulgar nenhuma informação neste momento”, despistou Xuan.

O executivo comentou, no entanto, que o mercado brasileiro tem se aquecido significativamente desde a reta final do ano passado, com um grande aumento da concorrência entre investidores para viabilizar seus projetos no país.

“Esses são excelentes sinais de que o mercado de energia eólica vai continuar a crescer nos próximos anos. Nós acreditamos que o próximo leilão será mais um sucesso para o mercado brasileiro”, afirmou ele.

Mesmo que decida não buscar mais participação direta em projetos, como no leilão do ano passado, a Goldwind ainda poderá tentar abocanhar uma fatia no concorrido mercado de equipamentos eólicos no Brasil.

A disputa entre fornecedores se aqueceu em meio à redução no ritmo de contratação de novos projetos em 2015 e 2016, devido à crise econômica que derrubou a demanda por eletricidade no país.

Os investimentos dos fabricantes nas unidades locais vieram durante uma fase de forte crescimento da energia eólica no país na última década, fortemente impulsionada por financiamentos atrativos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Qual o estágio de desenvolvimento de eólicas offshore ao redor do mundo?

Províncias tradicionais de produção de petróleo ao redor do mundo também são frentes de expansão da geração de energia eólica offshore, setor que cresce sem parar desde a década passada e já conta com investimentos de grandes petroleiras.

Existem projetos de parques eólicos offshore desde o início da década de 1990 – o primeiro, na Dinamarca –, mas foi em meados dos anos 2000 que o setor entrou em expansão constante e acelerada – a capacidade instalada (MW) cresce quase 30% ao ano.

Experiência no offshore expande limites da geração eólica
A Statoil começou, em outubro de 2017, na Escócia, a operar o primeiro parque eólico flutuante do mundo. Isso foi possível com a utilização de boias flutuantes spar (floating spar buoy) para instalação das torres, o que permite a instalação em lâmina d’água mais profunda – e tem um conceito similar às plataformas de óleo e gás spar, também utilizadas por petroleiras na região.

Isso permitiu instalar o parque em profundidades acima de 100 metros, enquanto outros com estruturas afixadas no leito marinho chegam a em torno de 60 metros – a média dos projetos em 2017 foi de 27,5 metros de lâmina d’água, a 41 km da costa. Hywind Scotland levou oito anos em desenvolvimento.

A WindEurope, associação da indústria, calcula que o Mar do Norte será, com folga, o principal polo europeu de parques eólicos offshore no horizonte 2030, com 80,9% (19,895 MW) de toda a capacidade instalada no continente.

Em 2017, com o Hywind, a Statoil ficou em 5º lugar em termos de nova capacidade instalada na Europa.

No total, mais de 4 mil turbinas offshore estavam instaladas e conectadas na Europa até o fim de 2017, sendo mais de 80% instalados com monopilares (monopiles), em que a estrutura é fixada no solo marinho. Dados do relatório de 2017 da WindEurope.

A Statoil estima que o capex necessário para instalação de novos parques offshore cairá pela metade até 2023, usando como referência o Hywind Scotland, e já classifica como potenciais mercados futuros outras regiões do Mar do Norte, o Japão e as costas Leste dos EUA e Canada, e Oeste dos EUA e México.

Shell também já entrou no segmento, com participação em parque de 700 MW na Holanda. O CEO local da companhia, Marjan van Loon, em entrevista recente para a Reuters, afirmou que “estamos pressionando o governo, queremos instalar 1 a 2 GW por ano. Digamos, construir 20 a 30 GW até o fim da próxima década.

Potencial do Golfo do México
O planejamento estratégico do Departamento de Energia (DOE) dos EUA prevê a instalação de 86 mil MW de capacidade eólica offshore no país e estima-se que 10% ficará nos estados da Florida, Texas e Luisiana, gerando energia a partir do Golfo do México.

O licenciamento dos projetos é feito pelo Boem, mesmo órgão que regula a concessão de e operação offshore em áreas de exploração e produção de petróleo e gás. Desde 2013, foram ofertadas 12 concessões em diferentes estados da costa do Atlântico. Os estudos para oferta de áreas no Golfo começaram em 2017.

A primeira turbina eólica offshore dos Estados Unidos entrou em operação em dezembro de 2016. A Block Island Wind Farm é um pequeno parque, de cinco torres com 30 MW de capacidade na costa de Rhode Island.

Sinergias
Em 2015, a DNV GL iniciou o WIN WIN, marca do projeto Wind-powered Water Injection, com objetivo de desenvolver um sistema de geração de energia eólico integrado à injeção de água para recuperação secundária de petróleo e gás em plataformas offshore. Um projeto piloto pode entrar em operação em 2020.

A ideia partiu da combinação da crescente demanda por injeção de água em campos de petróleo offshore com o fato de que, comparativamente, a geração eólica offshore tem excelentes indicadores de eficiência.

Um compilado de dados feito pela DNV GL identificou que o fator de capacidade da eólica offshore é de 39%, comparado com 29% nos parques em terra e 11% de usinas solares (dados de 2015, do Reino Unido).

O desenvolvimento da torre eólica combinada com sistema de injeção de água entrou, em abril de 2017, em sua segunda fase, quando o objetivo será testar um sistema em escala reduzida em laboratório. O conceito prevê uma turbina eólica flutuante, ligada a um sistema convencional de injeção e tratamento de água.

Nesta segunda etapa, a DNV GL trabalha em parceria com as petroleiras ExxonMobil e ENI Norge, que estão desde o início do projeto, além do Norwegian Research Council, novo participante. Na primeira fase do WIN WIN, participaram também Nexen Petroleum UK, Statoil, VNG, PG Flow Solutions e ORE Catapult.

Histórico da eólica offshore na Europa
Relatório mais recente do Global Wind Energy Council (GWEC), com dados até 2015, aponta as principais características do mercado.

Mar do Norte é a região com maior quantidade de turbinas instaladas, sendo o Reino Unido o principal mercado com 5,066 mil MW de capacidade instalada até o fim de 2015, isto é, concentra 42% de toda a capacidade global, de 12,107 mil MW. Alemanha é o país onde mais investiu-se entre 2014 e 2015.

Fora da Europa, a China protagoniza a expansão da fonte alternativa, com 1,014 mil MW instalados no fim de 2015, sendo 360 MW adicionados no ano. No período, é o quarto maior mercado, superando Bélgica, Holanda e Suécia, apontados como regiões em expansão pelo GWEC.

Links
Detalhes do projeto Hywind Scotland
GWEC: Annual Market Update 2015 (o estudo de 2016 ainda não está disponível gratuitamente)
WindEurope: Annual Offshore Statistics 2017
Entrevista com o CEO da Shell Holanda
Projeto DNV GL WIN WIN

Fonte: E&P Brasil | Gustavo Gaudarde

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

 

ENERGIA: ‘O RN não está ficando para trás’, diz Jean-Paul Prates

Reconhecido no mundo por ser “um país tropical e abençoado por Deus” na abundância de belezas naturais e sol o ano inteiro, o Brasil está chamando mais atenção dos investidores internacionais com negócios ligados à geração de energia solar. Nos próximos anos, ao lado da que é gerada pela força dos ventos, essa deverá ser a modalidade com maior expansão no Rio Grande do Norte.

O sol a pino que castiga os sertanejos e seca, ainda mais, os reservatórios de água, poderá se tornar um aliado no desenvolvimento do Seridó e do Alto Oeste potiguar, em decorrência da elevada incidência de raios solares que poderão alimentar as fontes geradoras de energia. Não basta, porém, a força do sol para que o estado se torne destaque, assim como o é na eólica, na geração de energia solar.

De acordo com Jean Paul Prates, é preciso se estruturar para atrair mais investimentos. Acompanhe a análise na entrevista a seguir.

Qual o atual panorama da geração de energia solar no Rio Grande do Norte? Qual a potência instalada e o quantitativo de energia gerado nessa fonte atualmente?
Atualmente, o RN tem seis usinas fotovoltaicas em operação comercial, somando 117,10 MW em potência instalada. A matriz de oferta de energia do estado tem 84,76% de usinas eólicas, 2,79%  de fotovoltaicas e 12,44% de termelétricas. Há ainda duas usinas fotovoltaicas já contratadas no Rio Grande do Norte em construção, que deverão adicionar mais 66 MW até o fim deste ano. O estado tem atraído o interesse de investidores para geração de grande porte e deverá apresentar um número crescente de projetos fotovoltaicos nos próximos leilões federais. Em relação à geração distribuída, que é a mini/micro geração no consumidor final, o crescimento tem ocorrido também sendo de se destacar as 21 usinas próprias do IFRN instaladas em 17 municípios.

Em quais estados estão os maiores potenciais para exploração dessa fonte energética e quais são os mais evoluídos nesse processo exploratório? 
O mapa de potencial solar do Brasil aponta regiões como o Seridó (potiguar e paraibano) e a nossa “tromba do elefante” como áreas de insulação máxima. Mas há áreas de grande potencial em todo o Brasil. O recurso solar é bem mais difuso e capilarizado do que o vento, no Brasil. Estados como o Piauí e a Bahia têm trabalhado o desenvolvimento de seus interiores para empreendimentos solares. Mas o RN não está ficando para trás. A nossa liderança em eólica ajuda muito no processo de conhecimento do nosso território pelos empreendedores, e há também a possibilidade de viabilizar projetos híbridos (eólico-solares) de grande porte no curto prazo.

A burocracia brasileira impede que o setor se expanda mais rapidamente? Por quê e como e possível reverter esse quadro?
Não creio. O histórico de consolidação destes setores no Brasil foi até bastante rápido, e a curva de crescimento será bem acentuada nos próximos anos. Praticamente todos os estados brasileiros aderiram ao Convênio que isenta o ICMS da geração distribuída, onde 99% dos sistemas são solar-fotovoltaicos. Há linhas de crédito bem favorecidas para esta atividade também, já desenvolvidas – inclusive por bancos públicos como o Banco do Nordeste e o Banco do Brasil. A burocracia, no mais, é a usual de toda atividade econômica – nem maior nem menor. Já são mais de 21 mil sistemas de micro/mini geração instalados no Brasil, totalizando mais de 170 MW. Ainda são números tímidos – considerando-se o potencial imenso que o Brasil tem nesta área, mas o crescimento tem sido rápido e consistente.

A entrada do Brasil na IRENA poderá contribuir para essa transição de qual maneira e a partir de quando?
Considero a participação na IRENA um passo natural para o Brasil. Afinal, há dez anos, iniciamos este processo inédito de leilões reversos que vem ensinando ao mundo como incentivar a geração eólica e solar sem subsídios diretos. Além disso, dentre as grandes economias do mundo, o Brasil é a matriz energética mais renovável. Portanto, o Brasil tem muito a contribuir, e também tem muito a aprender, imediatamente, com os importantes projetos globais e estudos da Agência Internacional de Energia Renovável.

Em relação à formação de mão de obra para atuação nesse setor, o Brasil é bem atendido ou precisa importá-la de outros países, a exemplo do que ocorreu por muitos anos com a energia eólica?
Não creio que tenhamos que importar mão de obra, absolutamente. Apesar do crescimento acelerado nesta área, o Brasil tem plenas condições de formar pessoas para trabalhar com esta tecnologia. Entidades como o SENAI e os Institutos Federais, em todo o Brasil, assim como entidades setoriais, escolas especializadas e universidades, públicas e privadas, já oferecem uma boa quantidade de cursos teóricos e práticos a respeito. O que temos que nos preocupar é com a qualidade e a credibilidade dessas ofertas. Eu sempre recomendo que os interessados tenham cuidado ao escolher. Há muita picaretagem neste setor, devido ao rápido crescimento. Entidade sérias devem ter a prioridade na hora da escolha. Do contrário, a formação fica deficiente e o valor do certificado é posto em dúvida pelo empregador.

O Rio Grande do Norte é um dos estados brasileiros com grande potencial na geração de energia fotovoltaica. O CERNE, em parceria com a ABSOLAR, tem algum estudo específico em relação ao estado? O que ele aponta?
Sem dúvida, do ponto de vista do recurso solar em si, o RN é um dos estados brasileiros com maior potencial. No entanto, diferentemente do que acontece com o nosso vento, que é bem diferenciado de outras regiões do Brasil e do mundo, a insulação é um fenômeno bem mais comum no território brasileiro. Isso faz com que tenhamos que nos preparar ainda melhor para oferecer boas condições para o investimento e para propiciar canais para gerar trabalho e renda na economia local. Assim como ocorre com a Abeeólica, o CERNE trabalha em constante cooperação com a ABSOLAR em várias frentes de debate e concepção de diretrizes. Atualmente, estamos trabalhando na finalização de três programas regionais: um para a região do Seridó (“Seridó Solar”), outro para o Oeste Potiguar (“Oeste Solar”) e a progressão do Projeto Rota dos Ventos, na sua frente relacionada com energia solar, para o eixo de influência da BR-406, que abrange o Mato Grande e o Litoral Norte. Estes planos regionais abrangem ações governamentais locais e também a mobilização de lideranças sociais e econômicas, visando a estabelecer condições para o investimento externo e local na cadeia industrial do setor.

Existe a possibilidade de liderarmos a produção na matriz solar assim como o fazemos na eólica. Do que isso depende?
Não. Temos que ser realistas. O nosso vento é especial e só tem comparativo no nosso vizinho Ceará, no interior da Bahia e em regiões muito específicas do Piauí, da Paraíba e de Pernambuco. Somos muito especiais em matéria de vento. Tanto que a Bloomberg [um dos principais serviços de informação econômico-financeira do mundo] há algumas semanas deu uma matéria de capa sobre o RN com uma manchete que dizia: “a melhor brisa do mundo”, referindo-se à geração eólica daqui. Em relação à energia solar, temos condições de ter um aproveitamento per capita (por habitante) muito significativo, no médio prazo. Podemos desenvolver muito o nosso interior, não só em atividades econômicas como em conforto para a vida em geral, com a geração distribuída baseada em sistemas fotovoltaicos. Mas liderar o quadro nacional de geração solar de grande porte é um desafio quase impossível diante da abundância de territórios dos nossos estados vizinhos, com mesmo potencial. Além disso, temos o fato de dependermos do escoamento para outras regiões, pois o nosso consumo volumetricamente já está plenamente atendido. Precisamos de linhas de transmissão. Em regiões como Minas Gerais e o interior de São Paulo, por exemplo, há potencial solar e eles estão dentro do mercado consumidor, praticamente. Uma coisa, no entanto, é certa: somos e seremos sempre importantes neste setor – mesmo que não sejamos os líderes isolados, como na eólica. E temos muito a fazer para honrar este potencial que temos.

Quem
Jean-Paul Prates é advogado e economista. Mestre em Planejamento Energético e Gestão Ambiental pela Universidade da Pennsylvania; Mestre em Economia do Petróleo pelo Instituto Francês do Petróleo. Participou da elaboração do marco regulatório da atual indústria do petróleo do Brasil. Foi Secretário de Estado de Energia do RN. Atualmente, dirige o Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia, voltado para estratégias públicas e privadas nestes setores. Preside o SEERN – Sindicato das Empresas do Setor Energético do RN.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: Governo do Mato Grosso | Luzia Araújo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

RISCOS E RETORNO

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Geração solar deverá ter custo 50% menor até 2020, aponta Irena

Relatório divulgado na 8a. assembleia da associação reporta queda de preços das renováveis ao ponto de serem competitivas quando comparadas ao combustível fóssil

O custo de geração de energia eólica terrestre caiu cerca de um quarto desde 2010 e os custos de energia solar fotovoltaica caíram 73% nesse período, de acordo com a análise da Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA, na sigla em inglês). O relatório, divulgado nesta segunda-feira, 15 de janeiro, também destaca que os custos da energia solar deverão diminuir ainda mais, caindo pela metade até 2020.

Segundo estimativas da entidade, os melhores projetos de energia solar e eólica terrestre poderiam estar fornecendo eletricidade por um equivalente a 3 centavos de dólar por quilowatt-hora (kWh) no próximo dois anos, ou até menos. Essa perspectiva tem como base os recentes resultados de leilões, o que sugere a possibilidade de projetos futuros reduzindo significativamente as médias atuais. Os custos médios ponderados globais nos últimos 12 meses para a energia solar e a energia eólica terrestre estão em US$ 0,06 e US$ 0,10 centavos por kWh respectivamente.

O relatório destaca que a energia eólica terrestre agora é rotineiramente encomendada por US$ 0,04 por kWh. O atual espectro de custos para a geração de energia de combustíveis fósseis varia de US$ 0,05 e US$ 0,17 por kWh.

Na avaliação de Adnan Z. Amin, diretor geral da entidade, esta nova dinâmica sinaliza uma mudança significativa no paradigma energético. E ainda, que esses declínios de custos em todas as tecnologias são sem precedentes e representativos do grau em que as energias renováveis ​​estão revolucionando o sistema energético global.

O relatório, intitulado “Custos de geração de energia renovável em 2017” foi lançado no primeiro dia da 8ª Assembleia da Irena em Abu Dhabi. Há o destaque de que outras formas de geração de energia renovável, como os projetos de bioenergia, geotérmica e hidrelétrica nos últimos 12 meses, competiram nos custos com a energia gerada a partir de combustíveis fósseis.

As práticas competitivas de aquisição, juntamente com o surgimento de uma grande base de desenvolvedores experientes de projetos de médio a grande concorrentes para oportunidades de mercado global, são citados como novos fatores de redução de custos recentes, além de avanços tecnológicos contínuos.

O relatório também destaca que os resultados de leilões de energia indicam que os projetos de energia eólica offshore e energia solar concentrados no período entre 2020 e 2022 custarão na faixa de US$ 0,06 a US$ 0,10 por kWh, apoiando a implantação acelerada globalmente. A  Irena projeta ainda que todas as tecnologias de energia renovável competirão com os fósseis no preço até 2020.

 

Fonte: Canal Energia

 

Energia renovável ganha financiamento de R$ 27 bilhões do BNB

Empresários do setor de energias se reuniram nesta quinta-feira (11), em São Paulo, para conhecer as novas taxas de juros reduzidas do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE), operado exclusivamente pelo Banco do Nordeste (BNB), e as condições de acesso ao crédito para financiamentos a projetos de geração e transmissão de energia.

Participaram do evento vencedores dos leilões de geração de energia A-4 e A-6, transmissão de energia realizados em 2017, clientes do setor e executivos de bancos que prestam assessoria à estruturação de operações de infraestrutura.

Para 2018, o orçamento do FNE é de R$ 27 bilhões, que beneficiarão projetos em todos os Estados do Nordeste, além do norte de Minas Gerais e do Espírito Santo.

Doze, dos 240 empreendimentos inscritos no certame foram arrematados e deverão entrar em operação em seis anos. Juntos, eles terão capacidade instalada para geração de energia eólica de 310,225 megawatts (MW).

No total, foram ofertados 6.939 MW de energia. O maior número de projetos foi arrematado por empresas instaladas no Piauí – 17 parques.

O Leilão de Geração nº 04/2017 movimentou, ao todo, R$ 108 bilhões em contratos, equivalentes a um montante de 572.518.389,600/MWh de energia.

O preço médio ao final das negociações foi de R$ 189,45 por Mwh (megawatt hora), com deságio de 38,7% em relação aos preços-tetos estabelecidos, o que representou uma economia de R$ 68,5 bilhões para os consumidores de energia.

A reunião conduzida pelo próprio presidente do Banco do Nordeste, Romildo Rolim, apresentou novidades nas condições de financiamento e detalhes da operacionalização das linhas de crédito existentes, especialmente o FNE Proinfra, que financia a implantação, ampliação, modernização e reforma de empreendimentos de infraestrutura.

Somente em 2017, o Banco contratou mais de R$ 3,6 bilhões para obras de infraestrutura, especialmente em parques de energias renováveis, como eólica e solar.

De acordo com Rolim, a ampliação de benefícios, em vigor a partir de hoje, contribuirá, diretamente, para o fomento de parques de energia renováveis na Região.

“Temos todo o interesse e disposição em atender de forma rápida as demandas desse mercado. Para isso, temos R$ 27 bilhões de orçamento do FNE para 2018, dos quais cerca de R$ 13 bilhões para projetos de infraestrutura”, disse o presidente.

As novas taxas para as grandes empresas do setor, por exemplo, variam de 5,27% a.a. para projetos de inovação acima de R$ 200 mil a 5,86% a.a. para empreendimentos que realizem investimentos, incluindo capital de giro isolado.

O Rio Grande do Norte foi o segundo estado com o maior número de projetos contratados no leilão de energia renovável realizado no dia 20 de dezembro de 2017, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e deverá receber investimentos de aproximadamente R$ 1,8 bilhão.

O Rio Grande do Norte também foi o único estado brasileiro gerador de energia eólica com projetos contemplados no leilão realizado no dia 18 do mesmo mês pela Aneel.

A empresa francesa Voltalia, que recentemente inaugurou parques eólicos na região de São Miguel do Gostoso, no litoral Norte, arrematou dois projetos no certame.

Eles garantirão, quando em operação integral, a geração de 64 megawatts (MW) de potência, com investimentos estimados em R$ 355 milhões nos próximos três anos.

Fonte: Ambiente Energia