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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

Ministério divulga sistemática do leilão de energia A-4

O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou no Diário Oficial da União (DOU) desta segunda-feira, 15, portaria com a sistemática a ser aplicada no leilão de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, denominado leilão de energia nova A-4 e que será promovido no dia 4 de abril.

Estão autorizados a participar do certame novos empreendimentos hidrelétricos o potência inferior ou igual a 50 MW, PCHs, CGHs e ampliação de UHEs existentes na categoria produto por quantidade, com início de suprimento em 1 de janeiro de 2022 e término em 31 de dezembro de 2051. Há ainda três produtos por disponibilidade: solar, eólica e termoelétrica biomassa, cujo encerramento do contrato será em 31 de dezembro de 2041.

Na primeira fase foi mantida a sistemática de lance único por projeto onde os empreendedores disputarão a capacidade de transmissão remanescente do SIN para escoamento de geração. Os lotes que não forem ofertados nessa etapa inicial da primeira fase estão excluídos do certame.

 Cadastro

De acordo com dados da Empresa de Pesquisa Energética, foram cadastrados 1.672 projetos, totalizando 48.713 MW de capacidade instalada. A fonte eólica liderou o número de inscrições com mais de 26.198 MW e 931 projetos. A fonte solar veio em seguida, com 620 projetos cadastrados, superando 20.021 MW de capacidade. Foram 28 projetos movidos a biomassa que somam 1.422 MW. As PCHs cadastraram 67 projetos com 896 MW e as CGHs tiveram 23 projetos em 63 MW. E ainda houve três empreendimentos hidrelétricos com 114 MW de capacidade.

Fonte: Canal Energia | Estadão

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

Brasil pode ter até quatro leilões de geração este ano

O país poderá ver até quatro leilões de geração em 2018. Além do A-4 esperado para abril, outro para suprimento do estado de Roraima em março e de um A-6 para o segundo semestre de 2018, ainda é possível que seja realizado um leilão de fontes alternativas, que ainda não foi deliberado. Já em transmissão, a tendência é de ocorrer dois certames, um em cada semestre. Essas indicações foram apresentadas na reunião do Conselho Nacional de Política Energética do mês de dezembro de 2017.

A autorização para a realização do leilão para atendimento à região de Roraima, estado que vem sofrendo com falhas no fornecimento de energia principalmente por conta de interrupções na interligação Brasil-Venezuela, foi alvo de debate também pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, na sua reunião realizada em dezembro passado.

Na ocasião, o grupo autorizou a contratação de 70 MW em sistema de armazenamento de energia, com capacidade de 35 MWh. A forma de contratação e as especificações deverão ser detalhadas de modo a agregar também os benefícios de atendimento a parte da demanda, no caso de não haver suprimento por meio da Venezuela, e de compensar as variações de geração em usinas intermitentes.

Como solução de médio e longo prazo, foi proposto pelo CNPE a realização de leilão de novas fontes de geração com o objetivo de substituir os atuais contratos de geração emergencial, prover autonomia energética da região em relação à Venezuela, e garantir a segurança no atendimento a Roraima até a efetiva interligação ao Sistema Interligado Nacional. A capital Boa Vista é a única do país que ainda não está interligada ao SIN.

A previsão é que o Ministério de Minas e Energia publique a portaria com as diretrizes do leilão até fevereiro, e que a realização do certame aconteça em junho de 2018. Adicionalmente, a Agência Nacional de Energia Elétrica está estudando mecanismos de redução da demanda e do consumo da região por meio de eficiência energética e entre eles, a realização de leilão de projetos de eficiência energética em Roraima. A previsão é de realização do certame também no primeiro semestre de 2018.

Transmissão 

No que se refere à transmissão, os lotes deverão somar 5.750 quilômetros em linhas e 10 mil MWA em capacidade de transformação com investimentos calculados em R$ 11 bilhões. Ao se confirmarem, esses números representarão uma licitação maior que a última realizada, em 15 de dezembro, quando foram colocados ao mercado 4.919 km de linhas e 10.416 MVAs com investimentos previstos pela Aneel em R$ 8,7 bilhões. Já para o segundo certame os estudos estão sendo elaborados, segundo a apresentação feita durante reunião.

Os investimentos na expansão do suprimento de energia, segundo o PDE 2026, estão estimados em R$ 361 bilhões, sendo R$ 242 bilhões no segmento de energia elétrica e R$ 119 bilhões em transmissão nos próximos dez anos. Serão necessários a expansão equivalente a 43% da capacidade instalada para atender a expansão do consumo no país nesse período.

Já para o período a 2017 a 2021, o atendimento da demanda está assegurado. Segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico com base nas 2 mil séries sintéticas com tendência hidrológica tomando como base o mês de novembro de 2017, para qualquer déficit, os maiores valores por submercado estão abaixo dos 5%, sendo Sudeste/Centro Oeste com 2,9% de risco, Nordeste com 0,1%, Sul com 3,4% e Norte com 0,8%.

Carga

Esses dados tomaram como premissas os volumes de carga da 2ª revisão quadrimestral de 2017, que aponta uma taxa de crescimento média anual da carga de 3,7% ao ano, passando de 65.618 MW médios em 2017 para 75.769 MW médios em 2021. Isso com uma taxa de crescimento médio do PIB de 2% ao ano.

Quanto à expansão em 2017, foram reportados o acréscimo de 6.215 MW até novembro, sendo que deste volume, 91,7% (5.698 MW) por meio de fontes renováveis e 8,3% (517 MW) em fontes não renováveis. Esse volume, segundo o Boletim de Acompanhamento da Expansão da Oferta, elaborado pela Agência Nacional de Energia Elétrica, apontou que ao final de dezembro esse aumento chegou a 7.336,45 MW em nova capacidade de geração, o terceiro maior em uma série de 20 anos.

Já em transmissão a expectativa era de que o ano de 2017 fosse encerrado com 4.704 km de novas linhas e 10.470 MVA de capacidade de transformação. O destaque ficou com a inauguração oficial do primeiro bipolo da UHE Belo Monte.

Apesar desse volume o MME apontou que há pontos de atenção para o atendimento da carga como a limitação do 2º bipolo de transmissão das usinas do Madeira em razão da necessidade de um novo eletrodo no empreendimento, a questão da interligação de Roraima ao SIN, as condições adversas da hidrologia e a inadimplência no mercado de curto prazo, que acumula R$ 7 bilhões em aberto por conta da judicialização do risco hidrológico no mercado livre.

De acordo com o ONS, a hidrologia no SIN de janeiro a outubro de 2017 registrava o 4º pior volume de Energia Natural Afluente (ENA) do histórico de 87 anos com 73% da média de longo termo. Os dados compilados na primeira quinzena de novembro para fins da apresentação no CNPE apontavam até aquele momento que no mês havia 98% da MLT, o 47º pior do histórico.

Fonte: MAURÍCIO GODOI E WAGNER FREIRE, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DE SÃO PAULO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hunger was also the driver for the supply chain.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: Alexandre Spatuzza | Recharge Brazil

Energia solar pode acelerar expansão após forte queda de preço em leilão, diz setor

O Brasil contratou novas usinas de energia solar em um leilão nesta segunda-feira a um preço médio equivalente a cerca de 44 dólares por megawatt-hora, contra 78 dólares na última licitação para projetos da fonte, em 2015, em um sinal de competitividade que pode acelerar a expansão da tecnologia no país, disse à Reuters o chefe de uma associação do setor.

Em um documento com planos para a expansão da geração de energia no Brasil nos próximos dez anos publicado recentemente, a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) disse que poderia acelerar a contratação de usinas solares se a fonte apresentasse queda significativa de preços, o que para a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) já é uma realidade.

No leilão desta segunda, que contratou projetos para iniciar operação em 2021, os investidores fotovoltaicos apresentaram preços em média 56 por cento menores que o teto definido para a disputa, e terminaram com cotações mais baratas que empreendimentos hidrelétricos, até então o carro-chefe da matriz brasileira, e que térmicas a biomassa.

“É um patamar importante de competição. Esse leilão de fato marcou uma mudança de patamar da fonte… quando a gente olha o resultado, acreditamos que o Brasil já precisa começar a olhar com mais protagonismo para o papel da fonte em sua matriz”, disse o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia.

Os empreendimentos solares responderam por cerca de 85 por cento da capacidade contratada na licitação, com 574 megawatts em capacidade, dentre 674,5 megawatts contratados.

O preço de referência praticado pelos investidores da fonte variou de um máximo de 250 reais por megawatt-hora a um mínimo de 155,82 reais. O teto era de 329 reais por megawatt-hora.

Sauaia atribuiu o desempenho das usinas na concorrência a um grande número de investidores interessados em um cenário de baixa demanda por contratação e à evolução tecnológica, que tem derrubado preços de equipamentos.

Houve, ainda, uma contribuição da taxa de câmbio, mais favorável agora do que em 2015, acrescentou ele.

Entre as empresas que viabilizaram projetos na disputa apareceram a AES Tietê, da norte-americana AES, e a Enel Green Power, do grupo italiano Enel, líder em investimentos na fonte no Brasil.

De acordo com a Absolar, o Brasil possui atualmente cerca de 850 megawatts em usinas solares em operação comercial e deverá alcançar até o final do ano a marca de 1 gigawatt, o que colocará o país em um clube com pouco mais de 20 nações que alcançaram esse patamar em todo o mundo.

Apesar do marco, a fonte ainda representa menos de 1 por cento da matriz elétrica do país, liderada pelas hidrelétricas, que respondem por cerca de 60 por cento da capacidade.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Solar dominates Brazil A-4 tender as record low is contracted

Solar was the big winner in Brazil’s first power tender since 2015, as low demand and transmission bottlenecks hampered trading and resulted in just 674MW (AC) being contracted.

PV accounted for 574MW (AC) – around 791MW DC – or 85% of the total capacity contracted at an average price of R$145.68 per MWh ($45.42/MWh). This was 55% below the cap price of R$329/MWh.

Wind, however, only contracted 64MW (AC) in two projects owned by France’s Voltalia in the Northeastern state of Rio Grande do Norte. Wind came in at an average price of R$108/MWh ($33.67/MWh), or 61% below the cap price of R$276/MWh, said Brazil’s Power Trading Chamber (CCEE).

The solar and wind winners will sign 20-year PPAs and the contracted projects will have to start operation by January 2021 under the process, known as an A-4 tender.

Biomass and small hydro projects accounted for the other 35.5MW contracted. In US dollar terms, wind and solar prices were below prices in the last tenders held in 2015 of R$203/MWh for wind and R$298/MWh for solar. This, at exchange rates then, was equivalent to $53/MWh and $78/MWh respectively and at today’s rates are equivalent to $63/MWh and $92/MWh.

The volume contracted was below the amount expected, and was only a fraction of the 18.5GW and 26GW of solar and wind registered for the tender respectively. By comparison, Brazil had contracted 548MW of wind and 1.1GW of solar PV in 2015.

This is the smallest amount of wind and solar contracted at tenders since the two technologies were included in competitive tenders in 2009 and 2014 respectively.

Prior to the tender government studies showed that transmission bottlenecks linking Brazil’s solar and wind states in the Northeast to the industrialised south would limit the amount of power contracted. Rio Grande do Norte, for example, which accounted for over 25% of wind projects registered had only transmission capacity for 200MW, the government had said in a study.

Analysts said this could spoil bidding in this tender despite the strong appetite from investors. Tender rules say projects not connected to the grid in time for the start of PPA could face heavy penalties.

As a result, analysts said that many investors in wind would likely wait for this year’s second tender scheduled for December 20.

This second tender – known as A-6 – will contract power for January 2023, when transmission bottlenecks would likely be solved following recent tenders for new lines and the expected conclusion of delayed projects.

Solar investors, however, will not be able to bid in the A-6, so many took the opportunity to contract their projects at today’s tender.

The amount contracted was also dependent on future demand projections from power distribution companies, which could have also resulted in the small volume contracted since Brazil’s economy is still recovering. Distribution companies have been facing financial troubles due a sharp decline in demand in recent years which left them overcontracted. The projection of future power demand, however, is not published by the government.

Out of the more than 60 power distribution companies, only seven bought power. A total of 39TWh will be delivered over the 20 and 30 year period, CCEE said. By comparison, Brazil’s 12-month power demand stands at 461TWh currently, according to government data.

Government officials weren’t readily available for comments on the tender results.

While France’s Voltalia expanded its presence in wind power in the country with two new projects, Italy’s Enel consolidated its lead in Brazilian solar power contracting 240MW of new capacity in eight projects, adding to its 716MW of solar PV already in operation and under construction.

The new projects will be built in the state of Piauí where Enel is already operating and building solar plants.

The tender also ushered the entrance of US utility AES Corp into Brazil’s solar market. AES, through its local unit AES Tietê, contracted a total of 75MW of new solar capacity in the state of São Paulo.

Other players in solar power includes two local developers and Spain’s Solatio, which sold power from two projects with a combined capacity of 57MW.

Fonte: Recharge Brazil | Alexandre Spatuzza

Alubar investe R$ 100 milhões para atender leilão de energia

Buscando se aproveitar do sucesso dos leilões de energia realizados recentemente e dos que estão para ocorrer até a metade do ano que vem, a fabricante de cabos de alumínio Alubar, do Pará, vai investir R$ 100 milhões em uma expansão que eleva sua capacidade instalada em 50%.

A expectativa é que a partir de janeiro de 2019 o novo laminador, já contratado, comece a funcionar. Aí, a empresa terá capacidade de fabricar inicialmente 80 mil toneladas por ano de cabos elétricos, explica Maurício Gouvea, diretor-presidente da Alubar. “Recebemos o terceiro laminador em 2018”, diz. Para iniciar a atividade, serão contratadas cerca de 70 pessoas, um aumento de 10% no efetivo. Em geral, as entregas dos produtos da companhia estão relacionados a grandes projetos. A fábrica da Alubar, em Barcarena, fornece especialmente para linhas de transmissão e as vendas já estão programadas para todo o ano que vem e uma parte de 2019. Além disso, uma parte é vendida em serviços contratados por distribuidoras de energia.

“Tivemos muito mais investidores se interessando nos leilões e queremos ser uma solução para quem levar”, afirma o executivo. “E antes víamos muito mais gigantes ganhando os leilões e agora sentimos que a disputa está mais pulverizada. Isso porque houve melhora na taxa de retorno, a economia está mais estável e se torna mais atrativo investir em produção com os juros baixos. É ótimo, sinto o Brasil com mais credibilidade.” Para Gouvea, o Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro, depois de crescer aproximadamente 1% neste ano, segundo sua expectativa, deve se acelerar no ano que vem. Isso garante a estabilização e retomada da economia que, diz ele, pode ajudar a atrair mais investidores – para os leilões de energia, por exemplo. “Isso gera um cenário otimista quando entrarmos no terceiro ano de recuperação”, opina.

“Mas vejo um risco: o sucesso em 2019 depende do cenário eleitoral”, acrescenta. Ele enxerga alguns candidatos como uma ameaça a essa tendência mais benigna, apesar de não citar quais, mas não parece muito temeroso. “Crescemos muito politicamente nos últimos anos. Tenho certeza que com os elementos que já sabemos, o país vai fazer a escolha mais adequada.” Esse investimento foi possível porque atualmente a Alubar está com geração saudável de caixa nas operações. Não só os cabos de alumínio, como também fios e cabos de cobre, têm vendido e garantindo melhor resultado.

Neste ano, a companhia espera terminar com receita líquida aproximada de R$ 700 milhões, alta de 10% sobre 2016. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) deve ficar estável, em R$ 105 milhões – 84% maior do que em 2015. Mesmo assim, uma parcela do desembolso de capital terá de vir de captação com bancos. O executivo não informou qual a parcela do investimento será financiada ao tomar nova dívida. A Alubar já é a maior fornecedora de cabos elétricos de alta tensão da América Latina. Terminou o ano passado com participação de mercado de 41% só no Brasil. Os produtos de cobre são destinados mais a baixas e médias tensões. “Nos beneficiamos do fato de não haver um grande cliente em nossa carteira. Temos a geração de receita bem distribuída”, comenta Gouvea.

A empresa também consegue sustentar minimamente suas margens porque um tamanho importante dos custos é mitigado, com matéria-prima. O alumínio primário usado na laminação em Barcarena vem da Albras, controlada pela norueguesa Norsk Hydro – cuja unidade produtiva fica praticamente do outro lado da rua da Alubar. Mesmo com a expansão da capacidade, o fornecimento continuará vindo do mesmo lugar.

Fonte: Valor Econômico

Segundo leilão deste ano deve favorecer projetos eólicos do Rio Grande do Norte

Certame admite que empreendedores assumam o risco da conexão à rede

O Rio Grande do Norte terá condições de participar com muita força de um leilão federal de energia ainda este ano. É o que conclui o Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN), após analisar as regras e respostas da ANEEL aos pedidos de esclarecimentos sobre os dois leilões que serão realizados em dezembro.

O primeiro leilão, a ser realizado no dia 18 de dezembro, é para entrega de energia na data de 1 de janeiro de 2021. No entanto, um segundo leilão deverá ser realizado no dia 20 de dezembro, desta vez com empreendimentos que deverão estar prontos para entregar energia num prazo de seis anos.

“Nossa equipe analisou os editais dos dois leilões, os pedidos de esclarecimentos e respectivas respostas da ANEEL, bem como as portarias e o marco regulatório em vigor. Concluímos que, se para o primeiro leilão existe uma limitação expressa de capacidade de conexão à rede, através de Nota Técnica emitida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para o segundo leilão, com prazo de entrega da energia para 6 anos, tal limitação se dilui num prazo maior para construir os parques e usinas, o que, teoricamente, nos daria mais tempo para a resolução dos gargalos na transmissão”, afirma o Presidente do SEERN, Jean-Paul Prates.

O Rio Grande do Norte habilitou cerca de 6.800 MW em potência eólica para os leilões federais deste ano. A Nota Técnica ONS 118/2017, no entanto, apontou uma “margem remanescente” de conexão às linhas de transmissão nacionais de apenas 200MW, o que deixaria o RN virtualmente de fora do Leilão A-4. No entanto, o SEERN aponta que, para o Leilão imediatamente seguinte, chamado “A-6”, o Estado poderá apresentar e viabilizar projetos livremente.

“O que verificamos, analisando os leilões tanto do ponto de vista técnico quanto jurídico-regulatório, é que o RN terá sim condições plenas de participar com todo o seu potencial de oferta de projetos no segundo leilão, dois dias depois do primeiro, e que dá um prazo de 6 anos para a construção e início de operação dos empreendimentos vencedores”, acrescenta Prates, que foi o Secretário de Energia do Estado entre 2007 e 2010.

O SEERN alerta, no entanto, que, para que tudo isso dê certo, será necessária uma mobilização estadual para que o Rio Grande do Norte seja inserido nos editais federais para construção de novas linhas. Isso por que, terá que ser passada segurança para os empreendedores de que, no prazo de seis anos, o gargalo da transmissão no RN estará resolvido.

“Pelas regras, a responsabilidade por poder se conectar ao sistema de transmissão fica inteiramente a cargo do empreendedor, que não receberá nada e poderá até ser multado se não conseguir despachar a energia no prazo, mesmo se a razão para isso for a falta de linhas de transmissão de responsabilidade de outra empresa ou do poder concedente federal”, explica Diogo Pignataro, Diretor Jurídico do SEERN.

Segundo Prates, os projetos eólicos do RN são muito competitivos devido ao alto fator de capacidade (potencial de geração eólica) alto e pelo ambiente operacional favorável (pessoal capacitado, logística favorável, acessibilidade das áreas, procedimentos e licenciamentos consolidados).  “O passivo atrasado de linhas de transmissão foi resolvido. Agora é preciso fazer o dever de casa de planejar e lutar pelas novas linhas. Uma vez removida esta preocupação com a conexão, tenho a certeza de que voltaremos a liderar o certames federais de geração, não só com eólicas como também com usinas solares, provocando uma nova onda de investimentos e empregos no Estado”, finaliza.

Fonte: SEERN Press

Sobrecarga em linhas de transmissão deixa Rio Grande do Norte fora de leilão de energia

Sob o argumento de que “não existe capacidade remanescente para escoamento de energia elétrica em grande parte dos barramentos candidatos”, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) excluiu o Rio Grande do Norte do próximo leilão de energias renováveis, marcado para o dia 18 de dezembro, em São Paulo. O estado potiguar apresentaria, de acordo com levantamento do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne/RN), projetos para geração de, pelo menos, 800 megawatts de energia elétrica a partir dos parques eólicos. A Secretaria de Estado do Desenvolvimento Econômico (Sedec/RN) avalia a possibilidade de impugnação da nota técnica eliminatória e do próprio leilão a ser realizado pela Aneel. Os prejuízos para a economia do estado, de acordo com a Sedec/RN, são incalculáveis.

O certame deste ano era o mais aguardado pelas empresas instaladas e com interesse de instalação no estado. A contratação de 800 megawatts ou mais representaria um salto de produção similar ao que ocorreu em 2010, quando foram contratados 1,5 gigawatt. Esta, porém, não é a primeira vez que a Aneel inviabiliza a participação do Rio Grande do Norte em leilões de geração de energia renovável. O mesmo ocorreu ano passado, mas a disputa acabou sendo cancelada.

“A Aneel alegou inexistência de linhas de transmissão para conexão da energia produzida, Ou seja, os mesmos motivos alegados para excluir o RN dos leilões de 2015 e 2016. Entendo que, desta feita, tais motivos não subsistem. As linhas de transmissão em referência estão em construção, sob a exclusiva responsabilidade do Governo Federal.  Uma delas, está sendo executada pela Chesf e tem prazo de conclusão prevista para o final de 2018, conforme me foi assegurado pelo Superintendente de Engenharia de Transmissão da Chesf”, declarou o titular da Sedec/RN, Flávio Azevedo.

Em nota técnica divulgada no final da semana passada, o Operador Nacional do Sistema (ONS) vinculado à Aneel, destacou que as linhas de transmissão existentes no Rio Grande do Norte operam com sobrecarga, sem potencial de absorção de mais energia. Além disso, o ONS frisou que algumas obras de linhas de transmissão outorgadas a determinados parques eólicos caducaram em setembro deste ano, tornando-se ausentes do processo. O Operador Nacional do Sistema citou, ainda, atrasos nas obras da Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), responsável pela construção e operacionalização das linhas de transmissão, popularmente conhecidas como ‘linhões’.

“A outra linha, estava sendo construída por uma empresa privada que abriu falência, mas poderá ser facilmente retomada e concluída até 2019. Ora, se o leilão está contratando compra de energia para entrega em 2021 e 2023 o que impede a Aneel de considerar para efeito do cálculo da capacidade de conexão, linhas de transmissão que estarão prontas no máximo até 2019 e sob a exclusiva responsabilidade do próprio Governo Federal?”, indagou Flávio Azevedo. De acordo com a nota técnica do ONS/Aneel, o estado potiguar dispõe de apenas 200 megawatts de potência que poderão se candidatar ao próximo certame.

Edital aprovado pela Aneel
A Diretoria da ANEEL aprovou nesta terça-feira, 14, durante Reunião Pública, edital do Leilão nº 04/2017, denominado “A-4” de 2017, destinado à contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a partir das fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, com início de suprimento em 1º de janeiro de 2021.

O certame será realizado no dia 18/12/2017 na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em São Paulo. Serão negociados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) na modalidade por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos para empreendimentos hidrelétricos (CGH, PCH e UHE menor ou igual a 50 MW de potência instalada) e por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos de geração a partir de eólica, solar fotovoltaica termelétrica a biomassa.

De acordo com a decisão da Agência, será utilizado como critério de classificação a margem de escoamento da transmissão e, além disso, não poderão participar os empreendimentos que entrarem em operação comercial até a data de publicação do Edital.

Projetos
Eólico: R$ 173,76/MWh (valor mínimo para lance)

Ao todo, foram cadastrados 1.676 projetos, totalizando 47.965 MW de potência instalada. Desse montante, 954 projetos referem-se a empreendimentos eólicos, 574 de solar fotovoltaicos, 69 de PCHs, 37 de CGHs e o restante (42) de termelétricas a biomassa.

“Isso é inexplicável. É inadimíssivel”

O secretário de Estado de Desenvolvimento Econômico, Flávio Azevedo, tentará se reunir com representantes da Aneel para reavaliar a situação do estado. Caso contrário, acionará a Justiça para impugnar a realização do leilão de dezembro. Acompanhar na entrevista a seguir.

Há tempo de reversão desse quadro até o leilão e posterior alteração do status potiguar?
Entendo que sim. É necessário apenas recalcular a capacidade de conexão, considerando a conclusão das linhas de transmissão acima referidas.

Quais serão os reflexos dessa exclusão na economia norte-riograndense?
São graves. Os seguidos impedimentos do RN abrigar usinas produtoras de energia renovável, determinados pela Aneel, poderá afastar os investidores do nosso Estado, apesar do RN possuir as melhores condições do país para geração de energia eólica e solar, com incalculáveis prejuízos ao nosso desenvolvimento econômico e social.

Como a Sedec/RN irá atuar para reverter a decisão do ONS?
Estamos tentando reabrir o diálogo com a Aneel para, à luz do bom senso e de justificativas técnicas, as condições de participação sejam reavaliadas. Caso contrário, seremos obrigados a impugnar a Nota Técnica e, como consequência, a realização do Leilão de Contratação, o que não desejamos.

O RN tem mais de 800 MW ofertado, mas só poderá conectar 200 MW. Na prática, o que significa essa redução? Quantos parques eólicos deixarão de se instalar no RN?
Várias empresas cadastraram seus projetos no Leilão 2017, que somam essa enorme quantidade de energia. Não se pode fazer uma avaliação precisa de quantos Parques deixarão de ser instalados, pois isso dependerá do resultado do Leilão. Mas, considerando o histórico dos anos anteriores a 2015, o RN poderia ser, novamente, o maior contratante de energia do País.

O gerente-técnico da Chesf responsável pelas linhas de transmissão afirmou na segunda-feira, 13, aqui no RN, que as obras que estavam atrasadas da Chesf no estado foram entregues e estão operando, e que não há mais nenhum parque eólico no estado sem funcionar por falta de linha de transmissão. Essa informação, procede? Já que as linhas existem, o que impede o RN de continuar nos leilões?
A informação procede. O Superintendente de Engenharia de Transmissão da Chesf foi além. Afirmou que essa informação é de conhecimento da Aneel e do ONS. Mesmo assim, esses órgãos reguladores insistiram em não considerar as informações, mantendo o RN excluído do processo de contratação de energia. Isso é inexplicável e inadmissível.

Fonte: Ricardo Araújo | Tribuna do Norte

Associações avaliam preços-teto de leilões em dezembro

Abraget considera baixo o valor máximo estabelecido para térmicas a gás e Absolar e Abeeólica enxergam espaço para competição

O setor elétrico começa a absorver as definições mais recentes para os leilões de energia nova marcados para dezembro, que podem destravar novos negócios nos próximos anos. As restrições na transmissão e preços-teto considerados em geral atrativos – há quem discorde, como o presidente da Abraget, Xisto Vieira Filho -, aumentam a expectativa por uma forte concorrência nos leilões, cuja demanda é desconhecida.

O preço de partida mais alto das concorrências, de R$ 329/MWh foi bem recebido pelo setor solar,que considerou a definição como “uma sinalização para o mercado nacional e internacional do interesse do governo federal na contratação da fonte”, segundo o presidente executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia. “Há um volume representativo de 18,3 GW cadastrados, sinalizando um apetite grande do mercado. Nossa expectativa é que o governo responda a esse interesse, com um apetite positivo para o volume a ser contratado”, diz.

Com a competição, Sauaia acredita que há espaço para queda de preço. “A nossa recomendação é que empreendedores sejam responsáveis na alocação de preços, para que tenhamos ao final do leilão não só projetos vencedores, mas projetos que sejam efetivamente construídos e entrem em operação”. A fonte participará apenas do A-4, que contrata projetos para entregar energia a partir de 2021.

Já o presidente da Abraget, Xisto Vieira Filho, considerou que o valor teto para as térmicas a gás no leilão A-6, de R$ 319/MWh é considerado baixo. Para ele, o ideal seria algo em torno de R$ 360/MWh, para que o empreendedor tenha margem suficiente para conseguir tirar o projeto do papel no prazo.

“É um teto baixo, principalmente se levar em conta que as térmicas vão ter gás natural liquefeito”, diz Vieira Filho. O preço do GNL é considerado mais alto que a molécula importada vinda da Bolívia.
Vieira Filho ponderou que tudo dependerá realmente do valor do deck – conjunto de parâmetros calculados no modelo Newave, que fará uma simulação de como estará a operação da usina daqui a uma década. Esses dados é que mostrarão se o valor estipulado é realmente baixo ou não.

Para a presidente da Abeeólica, Elbia Gannoum, considerou o patamar “razoável” para atrair investidores nacionais e internacionais, permitindo uma competição saudável. “Importante notar que a eólica é fonte com menor preço-teto entre todas as fontes, o que é um importante indicativo do seu potencial competitivo”, observou.

Ainda resta a definição das condições de financiamento oferecidas pelo BNDES, que passa por uma transição em sua taxa básica de juros. A divulgação ajudará empreendedores a definir os preços de seus projetos.

Fonte: Brasil Energia | Por Lívia Neves e Matheus Gagliano

Ceará tem 247 projetos em 2 leilões de energia

Cerca de um ano após o cancelamento nas vésperas do último leilão nacional de energia renovável, a Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou ontem (14) para dezembro deste ano mais dois novos leilões, os quais possuem 247 projetos cuja exploração de vento e sol é no Ceará. Ao todo, foram 1.092 para o A6 – cuja produção de energia deve acontecer dentro de seis anos – e 1.676 para o A4 – produção dentro de 4 anos.

98 projetos em cada um dos certames são destinados a geração de energia eólica no Ceará, enquanto outros 50 no leilão A4 são para fotovoltaica e mais um no leilão A6 será para produção termelétrica a gás. Ter a substituição de eólico por gás no A6 foi um erro na opinião do consultor em energia e cientista industrial Fernando Ximenes, uma vez que o Brasil não é autosuficiente em gás natural.

O tempo necessário para o início da produção de energia também foi criticado por Ximenes, que avalia a necessidade de um período menor: “o ideal era ter tido leilão A2 (produção em 2 anos) e A3 (produção em 3 anos), principalmente solar e eólico, pois nossos reservatórios estão com carga baixa e o indicativo é que a crise energética continua em 2018 e 2019”.

Empresas desmerecidas

O consultor também questiona a necessidade de as empresas que participam dos leilões terem 20% valor do projeto registrado. “Qualquer projeto eólico ou solar dá R$ 500 mi ou R$ 1 bi, e a empresa ter 20% é um valor muito alto. Isso afugenta as empresas nacionais”, observa.

Somado a isso, Fernando Ximenes aponta um cenário de insegurança para o setor de energia elétrica no Brasil devido especialmente às incertezas geradas pelo cancelamento do leilão de energias renováveis no ano passado às vésperas da data.

“O setor energético passou o ano aguardando esses dois leilões. No ano passado, o governo adiou três vezes e um dia antes de realizar o leilão, cancelou o certame. O cenário deste ano está praticamente igual e isso deixa uma dúvida de que o governo não faça o mesmo”, observa Ximenes, alertando para uma provável frustração.

De acordo com o aprovado e divulgado ontem (14) pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o leilão de A4 será realizado no dia 18 de dezembro de 2017, enquanto que o leilão de A6 será realizado no dia 20 do mesmo mês. Ambos vão ocorrer na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em São Paulo.

Fonte: Diário do Nordeste

Aneel aprova edital de ‘Leilão A-4’ com preço-teto de R$ 329/MWh

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou, nesta terça-feira (14), o edital do ‘Leilão A-4’ destinado à contratação de empreendimentos de geração de energia elétrica. O preço-teto da energia foi estipulado em R$ 329 por megawatt-hora (MWh). O certame será realizado no dia 18 de dezembro.

O valor máximo da energia estabelecido no edital varia de acordo com a fonte de geração. Os empreendimentos hidrelétricos, a serem contratados por quantidade, tiveram o preço-teto definido em R$ 281/MWh.

Os empreendimentos de geração eólica tiveram o preço de referência, na contratação por disponibilidade, fixado em R$ 276/MWh. Também em contratos por disponibilidade, os projetos de geração solar e termoelétrica a biomassa tiveram o valor máximo fixado em R$ 329/MWh.

Os preços iniciais definidos para disputa com os empreendimentos já outorgados, com ou sem contrato, foram definidos em: R$ 211,81/MWh para hidrelétricas (PCH e CGH); R$ 173,76/MHh para parques eólicos, R$ 230,66/MWh para projetos a biomassa e R$ 310,25/MWh para a fonte solar.

O relator da proposta de edital, o diretor da Aneel Tiago Correia, informou que já foram cadastrados 1.676 projetos para o leilão. Eles reúnem capacidade instalada de 47 mil Megawatt (MW). Desse volume total de geração, 55% são de fonte eólica e 38% de fonte solar.

Os prazos contratuais de suprimento variam entre 20 anos e 30 anos, contados a partir de 1º de janeiro de 2021. O edital prevê restrição para empresas em recuperação judicial e extrajudicial ou com histórico de atraso superior a um ano no setor.

Foto: Rafael Bitencourt | Valor Econômico

Brasil deve retomar expansão em energia eólica, porém em ritmo mais lento

O Brasil deverá voltar a impulsionar sua indústria de energia eólica com a contratação ainda em 2017 de novas usinas a serem construídas nos próximos anos, mas essa retomada não alcançará o impressionante ritmo de expansão visto no país no passado, disse à Reuters nesta terça-feira o presidente da unidade local da Vestas, fabricante dinamarquesa do setor.

Após uma recessão que derrubou o consumo de eletricidade no Brasil em 2015 e 2016, o que não acontecia no país desde 2009, a sinalização é de que leilões para viabilizar novas usinas envolverão nos próximos anos uma contratação anual de entre 1,5 gigawatt ou 1,8 gigawatt em capacidade eólica, segundo a Vestas.

Entre 2009 e 2015, o Brasil contratou mais de 2 gigawatts em novas usinas eólicas a cada ano, incluindo uma significativa marca de mais de 4 gigawatts em 2013.

“Não teremos um mercado tão pujante como houve em anos passados, mas teremos um mercado estável, e acho que é isso o que todo mundo quer”, disse o presidente da Vestas no Brasil, Rogério Zampronha.

Ele ressaltou que já houve algum ânimo para os investidores após o governo agendar recentemente para dezembro um leilão que contratará novas usinas para iniciar operação em 2021 e 2023.

A contratação de novas usinas ocorrerá após o governo ter realizado na véspera um leilão para descontratação de projetos que não saíram do papel em meio a dificuldades financeiras, cancelando empreendimentos eólicos com potência de 307,7 MW.

O certame reduziu temores de fabricantes do segmento quanto à possibilidade de verem suas fábricas vazias nos próximos anos, após 2016 acabar sem a contratação de nenhum novo projeto eólico.

Mas ainda assim Zampronha disse que o mercado de turbinas eólicas no país deverá seguir com forte concorrência nos próximos anos, uma vez que diversos fabricantes instalaram fábricas locais durante os tempos de bonança da indústria.

Atualmente, além da Vestas, também possuem fábricas de turbinas eólicas no país a GE, a Siemens-Gamesa, a Nordex-Acciona e a Wobben Enercon, além da brasileira WEG.

Segundo Zampronha, a disputa por um número menor de contratos poderá tirar alguns players do mercado.

“Isso é suficiente para todos fabricantes que estão instalados no Brasil? Esse mercado dos próximos cinco anos? Talvez não, talvez tenha fabricantes demais”, afirmou.

Ele garantiu, no entanto, que a Vestas segue com seus planos para o Brasil e não cogita abandonar os negócios no país mesmo diante de um mercado menor.

“A Vestas confia no mercado brasileiro. Embora ele tenha altos e baixos, é uma característica… o Brasil vai voltar no curto prazo a ser uma das potências eólicas do mercado mundial. Não tão grande como China e Estados Unidos, mas bastante grande”, afirmou.

O Brasil encerrou o ano passado na nona colocação entre os países com maior capacidade eólica instalada no mundo, atrás do Canadá e à frente da Itália, com 10,7 gigawatts, segundo dados do conselho global de energia eólica.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Leilão de descontratação de energia registra forte ágio e arrecada R$105,9 milhões

O inédito leilão de descontratação de energia elétrica cancelou nesta segunda-feira 183,2 MW médios, com um prêmio médio pago pelas empresas participantes de 66,02 reais por MWh em empreendimentos de usinas eólicas e solares, registrando ágio de mais de 100 por cento para usinas movidas a vento.

Em momento de fraco consumo de energia em meio à crise econômica, o certame teve como objetivo oferecer uma oportunidade para que empresas descontratem usinas que tiveram problemas e não conseguiram sair do papel nos últimos anos.

Ao todo, 25 empreendimentos de geração participaram do mecanismo que possibilitará a rescisão de contratos de 16 usinas eólicas e nove usinas solares fotovoltaicas, resultando no ressarcimento de 105,9 milhões de reais para a Conta de Energia de Reserva (Coner), afirmou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em nota.

O prêmio inicial de 33,68 reais/MWh para todas as fontes negociadas teve ágio de 116 por cento nos projetos eólicos (72,74 reais/MWh) e de 49 por cento nos projetos solares fotovoltaicos (50,27 reais/MWh).

Além do prêmio pago, os participantes que descontrataram ficam impedidos de participar dos dois próximos leilões de energia de reserva.

O certame teve duração de 8 horas e 25 minutos e, no total, foram efetuados 1.262 lances, disse a CCEE.

Não houve descontratação de projetos hidráulicos que estavam cadastrados no mecanismo por meio de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) e Centrais de Geração Hidrelétrica (CGH), segundo a Câmara.

Veja os detalhes aqui.

Fonte: Reuters | Luciano Costa e Roberto Samora

Leilão de descontração tem forte competição no produto eólico

Teve início nesta segunda-feira (28), às 10h, o primeiro leilão reverso promovido pelo Governo Federal com objetivo de descontratar projetos de energias eólicas, solares e hidrelétricos que não iniciaram a operação em testes. Batizado de Mecanismo de Descontratação de Energia de Reserva, o certame inédito foi possível após a publicação da Portaria nº 151/2017 do Ministério de Minas e Energia (MME).

Ao contrário dos leilões de contratação, que o vencedor é aquele que oferece o menor preço pela energia, no Mecanismo de Descontratação a proposta ganhadora será aquela que oferecer o maior valor, que levará em conta o preço negociado nos respectivos leilões de reserva (vantajosidade da descontratação), associado ao pagamento de prêmio Conforme estabelecido em edital, o prêmio inicial para submissão de lance é de R$ 33,68 /MWh para os três produtos (solar, eólica e hidrelétricas) e deverá ser crescente ao longo da disputa.

Durante a tarde, o leilão de descontratação tem indicado uma forte competição no produto eólico, que está com preço corrente de R$ 219,09/MWh. O produto solar travou com preço corrente de R$ 307,42/MWh.   Não houve negociação da fonte hidráulica. O certame continua em andamento e pode acabar a qualquer momento.

O ICP Corrente reflete o preço do último projeto qualificado. O ICP corrente é a soma do lance mais o prêmio inicial, estipulado em R$ 33,68/MWh.

O certame é visto pelo mercado como uma oportunidade para empreendedores devolverem projetos que perderam a viabilidade econômica e financeira sem grandes penalizações.

Fonte: CERNE Press com informações do Canal Energia

Brasil aposta na recuperação demanda por energia a partir 2018

Por Vanessa Dezem e Mario Sergio Lima.

O Brasil prevê que a demanda por energia começará a se recuperar no ano que vem acompanhando a melhora da situação econômica do país.

Após cancelar o único leilão de energia voltado a fontes eólicas e solares de 2016, o Ministério de Minas e Energia traça planos para realizar duas licitações em dezembro e outras duas em 2018.

“Vemos sinais de recuperação econômica para 2018 em diante”, disse o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, em entrevista, em Brasília. “Abriu o espaço para expansão da geração agora, e ele será preenchido por projetos de energia renovável e de gás natural.”

A decisão de cancelar o leilão do ano passado foi tomada em meio à crescente sobrecontratação de eletricidade pelas distribuidoras em um momento em que o Brasil enfrentava sua pior recessão em um século. Neste mês está sendo realizado um leilão de descontratação, no qual empresas que não estão conseguindo construir seus projetos podem devolver seus contratos. Ainda assim, a perspectiva de recuperação econômica está estimulando a pasta a planejar os próximos anos.

“O governo está mais otimista em relação ao crescimento econômico do Brasil, enquanto o mercado está mais conservador”, disse Ricardo Savoia, diretor da consultoria Thymos Energia. “Mas há sinais da crescente necessidade de nova capacidade a partir de 2022, se houver retomada de crescimento.”

O consumo de energia na maior economia da América Latina recuou 0,9 por cento no ano passado, em grande parte devido à demanda industrial fraca, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Com a expectativa de sobrecontratação de 9 gigawatts até 2020, aquele não era o momento certo para ampliar a capacidade, afirmou o governo ao cancelar o leilão de 2016.

O aumento das taxas de juros, as flutuações da taxa de câmbio e a restrição maior aos empréstimos bancários afetaram a capacidade das empresas de concretizar os projetos com os quais haviam se comprometido. Há cerca de 1,5 gigawatt em projetos paralisados na fase de implementação, segundo a Thymos Energia.

“Vamos enxugar a oferta, que era fictícia ”, disse Pedrosa. “Agora temos novos leilões para novos projetos.”

O governo anunciou na segunda-feira que realizará seus primeiros leilões de energia nova do ano em dezembro — as usinas vencedoras terão que entrar em operação em 2021 e 2023. Apenas fontes renováveis poderão apresentar oferta na primeira licitação, enquanto a segunda aceitará oferta de várias fontes de energia. As companhias têm até 6 de setembro para registrar interesse, segundo publicação no Diário Oficial da União.

Há mais dois leilões programados para 2018, um deles esperado para o início do ano e o segundo, para o fim do ano, segundo Pedrosa.

Os grandes projetos hidrelétricos — tradicionais nos planos de expansão elétrica anteriores do Brasil — não estão na agenda desta vez, segundo Pedrosa, porque o financiamento barato do BNDES foi reduzido.

“A usina de Tapajós não está no horizonte”, disse ele, em referência à hidrelétrica de 8.040 megawatts em São Luiz do Tapajós. O projeto na Amazônia era planejado há anos e o Ministério do Meio Ambiente o rejeitou no ano passado devido ao dano potencial ao meio ambiente e à população indígena.

Governo planeja dois leilões de energia nova para dezembro e divulga diretrizes

O governo federal prevê realizar em dezembro dois leilões de energia nova, com início da oferta previsto para janeiro de 2021 (A-4) e 2023 (A-6), segundo portaria publicada no Diário Oficial da União (DOU) da segunda-feira (7).

O agendamento dos leilões atende a reivindicações da indústria de equipamentos, que pedia ao governo sinalização para novos pedidos, apesar da demanda mais fraca por eletricidade diante da crise econômica.

“A (indústria) estava pressionando muito o ministério (de Minas e Energia) para fazer leilão por causa da cadeia produtiva”, disse o coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Gesel-UFRJ), Nivalde de Castro.

“Essa é uma maneira eficiente de melhorar o planejamento e dar um sinal de expansão de investimento de toda a cadeia produtiva de uma maneira positiva e construtiva”, acrescentou ele.

Os novos empreendimentos previstos na portaria ganharam maior prazo para serem construídos, uma vez que os leilões no passado, chamados A-3 e A-5, não davam de fato três e cinco anos completos para a entrega dos projetos.

Isso porque além de necessitar de alguns meses para começar as obras, devido a licenciamentos e demais trâmites, o início da geração nunca era definido para o fim do prazo de três ou cinco anos.

No documento, que trouxe as diretrizes para ambos os leilões, o Ministério de Minas e Energia declarou que a realização das concorrências está sujeita à efetiva declaração de necessidade de compra pelos agentes de distribuição.

Os empreendedores interessados têm até 6 de setembro para requerer o cadastramento e a habilitação técnica dos projetos junto à Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

O ministério explicou, entretanto, que os empreendedores cujos projetos tenham sido habilitados tecnicamente pela EPE para participação no segundo leilão de energia de reserva de 2016 poderão requerer o cadastramento dos respectivos empreendimentos, dispensados da reapresentação de documentos.

De acordo com a portaria, não serão habilitados empreendimentos de geração a partir de fonte não termelétrica cujo Custo Variável Unitário (CVU) seja superior a zero e que tenham capacidade instalada inferior a 5 megawatts, por exemplo.

Além disso, também não serão habilitados empreendimentos termelétricos com CVU superior a 280 reais por megawatt-hora.

Além disso, o edital deverá prever que não poderão participar dos leilões de Energia Nova, de 2017, as usinas que entrarem em operação comercial até a data de sua publicação.

Fonte: Valor Econômico

 

Distribuidoras preveem demanda para leilão de energia nova, mas não de reserva

As distribuidoras de energia calculam a necessidade de contratação de novos projetos de geração para 2022, indicando a realização de um leilão do tipo A-5 (com entrada em operação em até cinco anos) ainda neste ano, depois de dois anos sem grandes novas contratações. Antes disso, o governo deve fazer também um leilão de energia existente, a fim de esgotar o uso da garantia física já instalada, sem onerar os consumidores com novos projetos de geração.

A realização de um leilão de energia de reserva (LER), porém, continua sendo vista com receio pelas principais entidades do setor elétrico, além da resistência dentro do próprio governo quanto à necessidade do certame.

Recentemente, o secretário de planejamento e desenvolvimento energético do Ministério de Minas e Energia (MME), Eduardo Azevedo, disse que haverá leilão de reserva ainda em 2017, possivelmente em setembro. A justificativa seria tanto o atendimento de uma “política industrial”, voltada para o fornecimento de máquinas e equipamentos para geração eólica e solar, quanto sinais que indicam a necessidade de novos projetos de geração, após cancelamento de muitos contratos.

“Nossa opinião é que a contratação de energia nova deve ser feita com base na necessidade de mercado. Ou seja, se não houver demanda, não faz sentido contratar e onerar os consumidores com isso”, afirmou Nelson Leite, presidente da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee).

Segundo dados coletados pela Abradee, haverá demanda para um leilão A-5 neste ano, para entrega a partir de 2022. A associação estima que as distribuidoras têm 98% da demanda projetada para 2017 já atendida. Para chegar em 102%, que é considerado um índice mais seguro, as distribuidoras contratariam mais cerca de 1,8 gigawatts (GW) médios no leilão deste ano. A contratação de projetos, contudo, dependeria da declaração de demanda pelas distribuidoras, não de uma política de governo voltada para um segmento específico.

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso, explicou que o ideal seria a realização de um leilão de energia existente antes de tudo, para que o excedente dos projetos em operação possa ser aproveitado pelas distribuidoras.

A possibilidade surgiu com a Lei 13.360, de conversão da MP 735, que flexibilizou as datas de leilões e permitiu que sejam feitos certames de energia existente com prazos variados. Decreto do Ministério de Minas e Energia deve ser publicado em breve regulamentando esses leilões.

No caso dos leilões de energia de reserva, Barroso lembrou que a necessidade é calculada de forma técnica, dependendo se é preciso comprar novos projetos para garantir a conciliação entre a garantia física do sistema.

O problema na contratação da energia de reserva sem necessidade é que isso vai onerar os consumidores, por meio do encargo de energia de reserva, explicou Edvaldo Santana, presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace). “Vai acabar sendo um subsídio, porque se contrataria uma energia desnecessária. Se há sobra de garantia física, não precisam de reserva”, disse Santana.

Outra questão que afeta o planejamento de leilões, principalmente de reserva, é a questão da margem de escoamento. Barroso lembrou que as restrições atuais de escoamento devem perdurar até 2022 ou 2023, devido ao atraso na construção de linhas de transmissão, como as da Abengoa, cujas obras estão paralisadas há quase dois anos.

Desde 2015, não há leilão de reserva ou certame que contrate um volume significativo de projetos novos de geração. Isso aconteceu por conta da redução brusca da demanda por energia, que fez com que as distribuidoras ficassem sobrecontratadas – ou seja, com sobras contratuais não remuneradas via tarifa.

Foram criados mecanismos para descontratar projetos, como o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) de Energia Nova, que cancelou cerca de 1.300 MW médios em contratos permanentemente. Além disso, o governo cancelou o leilão de reserva programado para dezembro de 2016 e se prepara para implementar, até o fim de agosto, um mecanismo que vai permitir a descontratação de projetos de reserva, mediante o pagamento de uma contrapartida pelos geradores.

A revisão da garantia física dos projetos em operação também possibilitou uma redução de cerca de 1.300 MW médios no sistema.

Para grande parte dos agentes do setor elétrico, no entanto, isso não justificaria a realização de um leilão de reserva. “Isso me parece uma incoerência”, disse Santana, lembrando ainda que o mecanismo de descontratação de reserva vai cancelar projetos mais baratos do que os que provavelmente serão contratados em seguida.

Segundo Santana, a Abrace não é contra a contratação de projetos de eólica e solar, uma vez que a indústria se instalou no Brasil e não pode ser abandonada. “Mas não precisa ser energia de reserva”, disse. Uma possibilidade seria viabilizar projetos voltados para o mercado livre.

O presidente da Abrace sugeriu que o governo organize um leilão de renováveis voltado para o mercado livre, com contratos com duração entre 5 e 20 anos, e recursos do BNDES oferecidos na proporção inversa – mais recursos no prazo menor. Se o contrato no mercado livre vencer, essa energia passará para o mercado regulado, a um preço que será estabelecido também nesse leilão.

Fonte: Camila Maia | Valor Econômico

Governo brasileiro assina decreto que autoriza leilão de descontratação de energia

O presidente Michel Temer autorizou realização de um leilão para descontratar projetos de energia de reserva, que deverá seguir diretrizes do Ministério de Minas e Energia, segundo decreto publicado no Diário Oficial da União desta sexta-feira.

Poderão participar do leilão de descontratação usinas contratadas em leilões de energia de reserva que ainda tenham contratos vigentes e que ainda não tenham iniciado operação em teste. O edital para a licitação será elaborado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O decreto não cita uma data para a licitação.

Segundo o decreto, as empresas interessadas em cancelar seus projetos de energia de reserva deverão apresentar propostas de descontratação segundo critérios a serem definidos pelo Ministério de Minas e Energia, que deverá avaliar a vantagem de cancelar as usinas. As empresas também deverão pagar um prêmio no leilão.

Os empreendimentos que forem escolhidos como os elegíveis à descontratação terão a rescisão automática de seus contratos, ou redução de montantes contratados, sem aplicação de multa rescisória. Os projetos também terão liberadas garantias financeiras que depositaram referentes a essas usinas e terão as outorgas extintas pela Aneel.

As empresas que descontratarem projetos no leilão terão depois que ficar sem participar dos próximos dois leilões de energia de reserva que sejam realizados, segundo o decreto.

O decreto também aponta que os recursos arrecadados com o pagamento do prêmio no leilão serão direcionados para a Conta de Energia de Reserva (Coner), um fundo setorial administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

O montante de energia de reserva a ser descontratado será definido pelo ministério com base em estudos da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Fonte: Reuters | Luciano Costa