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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

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

 

2018: mais um ano de complexidade e desafio na operação

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: PEDRO AURÉLIO TEIXEIRA, DA AGÊNCIA CANALENERGIA

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

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

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

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

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

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

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

Análise

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

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

Ranking eólicas contratadas por estado (em megawatt)

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

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

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

A-4 e A-6

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: Reuters | Luciano Costa

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Fonte: CERNE Press com informações do Valor Econômico

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

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

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

Entenda o leilão

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

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

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

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

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

Confira os vencedores em cada um dos lotes:

LOTE 1: Paraná (1.146 km e 3.366 MVA)

Vencedor: Consórcio Engie Brasil Transmissão

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

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

Vencedor: : Celeo Redes Brasil S.A

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

LOTE 3: Pará e Tocantins (1.831 km)

Vencedor: Sterlite Power Grid Ventures Limited

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

LOTE 4: Tocantins e Bahia

Vencedor: Neonergia S.A.

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

LOTE 5: Rio Grande do Norte (1.800 MVA)

Vencedor: Cesbe Participações S.A

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

LOTE 6: Paraíba e Ceará ( 345 km)

Vencedor: Neoenergia S.A.

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

LOTE 7: Minas Gerais I

Vencedor: Construtora Quebec S.A.

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

LOTE 8: Minas Gerais II

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

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

LOTE 9: Bahia

Vencedor: Een Energia e Participações

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

LOTE 10: Pernambuco I

Vencedor: Consórcio Br Energia/Enind Energia

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

LOTE 11: Pernambuco II

Vencedor: Montago Construtora

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

 

Fonte: CERNE Press com informações do Portal G1/Reuters

Enel investirá quase R$ 7 bilhões no Brasil entre 2018 e 2020

Empresa italiana já ocupa posição de destaque no país

A empresa italiana de energia Enel apresentou seu plano estratégico para o triênio 2018-2020, que prevê 1,8 bilhão de euros (R$ 6,85 bilhões, segundo a cotação atual) em investimentos no Brasil.

O grupo ocupa uma posição de destaque no mercado brasileiro, onde é líder no setor de energia eólica e possui diversas usinas solares, além de concessões de hidrelétricas. A última delas, a de Volta Grande (MG), foi conquistada no leilão promovido pelo governo de Michel Temer em setembro passado.

Apesar disso, a Enel deve reduzir seus investimentos na América do Sul em 26% entre 2018 e 2020. Segundo seu plano estratégico, 80% dos aportes da empresa no próximo triênio serão dedicados aos “mercados maduros”, contra 60% dos três anos precedentes, com uma “consequente redução do perfil de risco”.

Desse modo, a companhia aumentará seus investimentos na Itália em 23%, nas Américas do Norte e Central, em 40%, e na Península Ibérica, em 35%. Essa expansão será guiada pelo crescimento das fontes renováveis nessas regiões e pelas redes de energia.

Além disso, a Enel prevê vender 3,2 bilhões de euros em ativos entre 2018 e 2020, principalmente plantas termoelétricas – mais poluentes – e saindo de países “não-estratégicos”. Por outro lado, a empresa investirá 2,3 bilhões de euros na compra de participações minoritárias, com destaque para negócios na América do Sul.

O grupo italiano também enxerga “muitas oportunidades” no setor de fibra ótica no subcontinente.

Fonte: Época Negócios

Governo aprova Plano Decenal de Expansão de Energia 2026

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

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

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

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

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

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

Fonte: Reuters

Eletrobras quer voltar a crescer em 2019 e pode investir em transmissão, diz presidente

A Eletrobras pretende voltar a investir na expansão das suas operações depois de 2019, após a conclusão da reestruturação interna, vendas de ativos e redução do endividamento, disse nesta terça-feira (28) Wilson Ferreira Júnior, presidente da companhia, em conversa com jornalistas depois de participar do Smart Grid Fórum, em São Paulo.

“Claramente, há um espaço muito grande ainda para investimentos em transmissão. Não vamos nesse próximo leilão, mas espero que possamos ver algo ano que vem em termos de investimento. E teremos o investimento, se tudo correr bem, na própria descotização”, disse ele.

Segundo o executivo, ao fim de 2018, a Eletrobras não terá mais projetos pendentes, com exceção da conclusão da obra da hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu (PA) e da usina de Angra 3. Todas as obras em atraso, inclusive aquelas da Chesf, serão concluídas, garantiu.

Depois disso, a Eletrobras terá oportunidades para voltar a pensar em expansão, com foco em transmissão, geração e comercialização de energia.

“Temos uma decisão estratégica de focar em geração e transmissão. O foco ainda é concluir os projetos que começamos, isso é importante porque elimina penalidades, começamos a gerar caixa”, disse Ferreira.

Segundo ele, há um esforço muito grande em tentar maximizar a geração que está entrando no sistema hoje, como a própria usina de Belo Monte.

Venda de ativos

O conselho de administração da Eletrobras vai se reunir no dia 15 de dezembro para avaliar novamente a modelagem elaborada pelo BTG Pactual e pelo escritório de advocacia Souza Cescon para a venda das 77 sociedades de propósito específico (SPEs) da companhia, disse Ferreira Junior.

O colegiado se reuniu na última sexta-feira (24) para discutir o assunto, mas foi pedido o prazo adicional para que avaliassem a proposta, disse o executivo. Isso porque será necessário também incorporar recomendações que foram feitas num decreto publicado pela presidência recentemente a respeito da operação de venda desses ativos.

“Definimos que vamos incorporar algumas recomendações lá colocadas no nosso programa de desinvestimentos”, disse Ferreira, sobre a reunião da sexta-feira passada. O colegiado pediu mais três semanas para avaliar como isso será feito.

Segundo Ferreira, o plano da companhia ainda é concluir as vendas desses ativos já no primeiro semestre de 2018. Os 77 ativos incluem ativos de transmissão e geração de energia eólica, que poderão ser agrupados em conjuntos maiores de projetos.

Dívida

Segundo Ferreira Júnior, o modelo proposto pelo BNDES para a privatização das seis distribuidoras de energia da Eletrobras trouxe uma possibilidade de incorporação de dívida pela holding maior do que a companhia esperava.

“Não tínhamos tempo suficiente para analisar uma absorção de dívida naquele montante”, disse Ferreira Junior, justificando a decisão do conselho de administração de adiar a decisão sobre a aprovação ou não do modelo proposto.

Anteriormente, a Eletrobras previa assumir R$ 11,2 bilhões em dívidas das distribuidoras na venda. No entanto, há a possibilidade de que a companhia absorva até R$ 19,7 bilhões em dívidas, devido às fiscalizações que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) está fazendo dos créditos e débitos que as distribuidoras têm junto aos fundos setoriais Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e Conta de Consumo de Combustíveis (CCC).

“Agora, teremos mais tempo para avaliar o processo e o volume de dívida proposto para que a gente incorpore, e outras questões pendentes do ponto de vista do crédito”, disse Ferreira.

Segundo ele, a Aneel está “fazendo o que pode” na fiscalização das empresas, sendo “bastante sensível” aos problemas enfrentado por elas.

Ele lembrou, por exemplo, que o regulador adiou o prazo para que a Amazonas Energia devolva quase R$ 3 bilhões à CCC, porque a companhia entrou com um recurso na Justiça. “A Aneel se reuniu, prorrogou por 90 dias o prazo e vai apreciar nosso recurso. Se ela aprecia e reconhece o mérito em segunda instância, isso [dívida] fica na companhia [Amazonas] e não precisa ir para a Eletrobras”, disse.

Fonte: Valor Econômico

Mudanças no setor elétrico serão enviadas ao Congresso

O governo vai enviar ao Congresso uma medida provisória (MP) e dois projetos de lei com mudanças no setor elétrico. A meta, segundo o secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, é concluí-los em dez dias. Os projetos de lei, que vão tramitar em regime de urgência, vão definir regras para a privatização da Eletrobrás e o novo marco regulatório do setor elétrico. A MP trará os termos de um acordo para acabar com a disputa bilionária em torno do risco hidrológico (aumento dos custos na geração em decorrência da seca).

O governo queria que tudo fosse tratado por medidas provisórias – que passam a vigorar imediatamente após publicadas -, mas a União teve de ceder aos apelos da Câmara e do Senado. Para o risco hidrológico, porém, houve acordo com o Legislativo. “Era para ser um projeto de lei, mas, pela urgência do tema, vai ser MP”, disse o ministro Fernando Coelho Filho.

A MP, que já está na Casa Civil, vai permitir que os geradores sejam compensados, de forma retroativa, por medidas adotadas pelo governo que não estavam relacionadas à seca nos últimos dez anos. A estimativa é que o conjunto de geradores tenha sido punido em R$ 16 bilhões, mas, considerando só as usinas que atuam no mercado livre, alvo da MP, o valor varia de R$ 4 bilhões a R$ 5 bilhões.

A principal compensação virá da correção de uma “pedalada” realizada no governo do ex-presidente Luiz Inácio Lula da Silva, que concedeu subsídios às usinas de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte. Para obter o menor preço possível no leilão dessas usinas e tentar reduzir as tarifas, o governo permitiu que elas pudessem vender mais energia do que produziam à custa de outras hidrelétricas.

A outra compensação prevista na MP será pelo deslocamento hidráulico, situação que ocorre quando o governo obriga usinas a produzirem menos do que poderiam, o que traz prejuízos para as usinas. A MP terá efeito retroativo e valerá a partir de 2013. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo. 

Reportagem: Anne Warth e Igor Gadelha

CERNE debate privatização da Eletrobrás em audiência no Senado

O diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates, foi Brasília a convite do Senado Federal para participar de debate na Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) sobre a privatização do Sistema Eletrobrás e suas consequências para o desenvolvimento regional.

Também participaram o conselheiro de Administração da Cemig, ex-Presidente da ANEEL, Nelson Hubner, a Secretária de Energia da Confederação Nacional dos Urbanitários, Fabíola Latino Antezana, e o Dr. Luiz Pinguelli Rosa, professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro e ex-presidente da Eletrobras.

Todos os representantes do setor elétrico nacional se declararam contrários à decisão do governo federal de privatizar o Sistema Eletrobrás, especialmente da forma e no momento propostos.

Prates destacou que a holding elétrica estatal tem papel estratégico nos rumos da eletricidade do país e salientou a importância da empresa e de suas subsidiárias (Eletronorte, CHESF, Furnas, Eletrosul, entre outras) para a gestão energética, segurança nacional e para o desenvolvimento regional: “é totalmente fora de propósito propor um processo tão complexo e demorado como este agora”, afirmou.

Segundo Prates, a privatização aventada pelo Ministério de Minas e Energia encontrará muitos entraves, não sem razão.
“Não estamos falando de uma geradora qualquer, mas de um complexo de geradoras que também administra os principais corpos de água doce de cada região brasileira. E também não estamos falando de uma rede de linhas de transmissão pura e simples, mas de quase a metade do gigantesco e sensível sistema de transmissão nacional. Em outras palavras, estamos falando do principal operador, implantador e mantenedor do sistema elétrico brasileiro que, além disso, tem em seu estatuto outras funções essenciais à gestão governamental da política energética nacional”, explicou.

A audiência pública da CDR do Senado Federal foi presidida pela Senadora Fatima Bezerra e pelo Senador Hélio José. Haverá continuidade de debates sobre este assunto em outras comissões do Senado e da Câmara.

Fonte: CERNE Brasil

Para especialistas, privatização da Eletrobrás vai causar crise hídrica e afetar tarifa

Especialistas do setor elétrico que participaram de audiência pública na Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) afirmaram, nesta terça-feira (19), que a privatização da Eletrobrás deve aumentar a conta de luz dos brasileiros e colocar em risco a segurança hídrica de grande parte da população.

A senadora Fátima Bezerra (PT-RN) explicou que, com a privatização, o governo vai revogar a Lei 12.783/2013. A lei permitiu uma redução no valor da energia cobrado pelas geradoras, que passaram a vender a preço de custo. Esses valores foram repassados para as distribuidoras do país inteiro na forma de cotas. Por causa dessa lei, segundo Fátima Bezerra, 15% do total de energia elétrica do país é vendida, atualmente,  com um preço ¼ mais baixo do que o preço de mercado.

– Os governadores do Nordeste alertaram que a proposta de descotização da energia deverá elevar os preços aos consumidores. Os governadores acreditam que esse aumento ficaria entre 7% e 17% – disse.

O professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro e ex-presidente da Eletrobrás, Luiz Pinguelli Rosa, ressaltou que é impossível que não haja o aumento da tarifa. Segundo ele, o investidor que vai colocar dinheiro comprando as empresas vai querer recuperar o capital e isso vai impactar na tarifa.

Segurança hídrica

A questão da segurança hídrica também foi destacada no debate. De acordo com os participantes, se o capital privado, provavelmente estrangeiro, passar a controlar a Eletrobrás, a gestão das águas também ficará em suas mãos.

– Isso inclui questões como abastecimento humano, navegação e irrigação. A privatização vai colocar em risco a segurança hídrica de grande parte da população e vai desestimular estudos e projetos para o uso múltiplo da água, o que pode comprometer o futuro de gerações – explicou Fátima Bezerra.

Na mesma linha, Nelson José Moreira, membro do Conselho de Administração da Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), considerou inapropriado o governo se desfazer de uma estatal brasileira e deixar todos os parques hídricos do país na mão de uma estrangeira.

Contas públicas

O professor da UFRJ, Luiz Pinguelli, explicou que a privatização no setor elétrico não resolverá o problema do déficit nas contas públicas. Segundo ele, o que se espera apurar na venda da Eletrobrás é algo em torno de R$ 20 bilhões a R$ 30 bilhões enquanto o rombo das contas públicas já chega a R$ 150 bilhões.

– Não tampa o buraco; o buraco continua aberto e vamos perder um instrumento de política energética – disse.

Luiz Pinguelli citou exemplos mundiais de empresas estatais eficientes e fez um apelo ao governo para que não faça a privatização às pressas. O ex-presidente da Eletrobrás pediu para o governo abrir uma discussão, inclusive técnica, sobre o assunto e dar um tempo para que se possa chegar a uma conclusão mais firme sobre privatizar ou não o setor elétrico.

– Nós não devemos ser avessos nem ao capital estatal e nem ao capital privado, mas não vejo razões convincentes para uma operação dessa magnitude.  Se a Eletrobrás é ineficiente é possível mudá-la. O governo indica a diretoria – disse.

Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais & Energia (Cerne) destacou a importância da Eletrobrás para o desenvolvimento do país e ressaltou a complexidade estatutária, jurídica e regulatória da estatal que dificultariam a privatização.

Fonte: Agência Senado 

Comissão do Senado debate privatização do setor elétrico

A privatização do setor elétrico e as consequências para o desenvolvimento regional serão debatidas em audiência pública da Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) na terça-feira (19), com início às 14h na sala 13 da ala Alexandre Costa.

Foram convidados para a audiência o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais & Energia (Cerne), Jean Paul Prates; o integrante do Conselho de Administração da Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), Nelson José Hubner Moreira; e os professores da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) Luiz Pinguelli Rosa e Nivalde José de Castro.

A audiência foi solicitada  pelo senador Humberto Costa (PT-PE). Em seu requerimento, ele observa que a “pretensão de privatização do setor arrisca todo o protagonismo público brasileiro no desenvolvimento do modelo elétrico, colocando em um tabuleiro mercantil os recursos naturais pátrios, aviltando o Brasil enquanto nação, e ignorando, solenemente a questão da segurança nacional e dos recursos hídricos”.

Veja a pauta completa da CDR

Fonte: Senado Notícia

Ministério vai propor ao governo privatização da Eletrobras

O Ministério de Minas e Energia informou nesta segunda-feira (21) que vai propor a redução da participação da União no capital da Eletrobras, com sua consequente democratização na Bolsa de Valores, a exemplo do que já foi feito com a Embraer e a Vale. Segundo a pasta, a medida vai dar mais competitividade e agilidade à empresa para gerir suas operações, sem as amarras impostas às estatais.

“Esse movimento permitirá à Eletrobras implementar os requisitos de governança corporativa exigidos no novo mercado, equiparando todos os acionistas – públicos e privados – com total transparência em sua gestão”, disse o ministério.

Segundo o MME, a decisão foi adotada após profundo diagnóstico sobre o processo em curso de recuperação da empresa. “Não há espaço para elevação de tarifas nem para aumento de encargos setoriais. Não é mais possível transferir os problemas para a população. A saída está em buscar recursos no mercado de capitais atraindo novos investidores e novos sócios”. A proposta será levada ao Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI).

O governo permanecerá como acionista, recebendo dividendos ao longo do tempo, e a União manterá poder de veto na administração da companhia, garantindo que decisões estratégicas no setor sejam preservadas.

Na avaliação do Ministério de Minas e Energia, os problemas da Eletrobras decorrem de ineficiências acumuladas nos últimos 15 anos, que “impactaram a sociedade em cerca de um quarto de trilhão de reais, concorrendo pelo uso de recursos públicos que poderiam ser investidos em segurança, educação e saúde”.

Em fato relevante ao mercado, a Eletrobras esclareceu que a efetivação da operação depende de autorizações governamentais, avaliação das autorizações legais e regulatórias que serão necessárias, avaliação do modelo a ser adotado e observância dos procedimentos específicos, por ser tratar de sociedade de economia mista, de capital aberto, A empresa garantiu que irá manter o mercado informado sobre o assunto.

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O diretor financeiro e de relações com investidores da Eletrobras, Armando Casado, afirmou que a companhia não pretende recuar do plano de privatização de suas distribuidoras, previsto para este ano, apesar do relatório de fiscalização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que indica a necessidade de devolução pela Amazonas Distribuidora de Energia, subsidiária da estatal, de R$ 3 bilhões de Conta de Consumo de Combustíveis.

“Nossa intenção é a privatização de todas [as distribuidoras]. Não estamos recuando da agenda [de privatização]”, disse o executivo, em reunião na Apimec, em São Paulo.

Ele reafirmou que está prevista uma reunião com o BNDES nesta semana para atualizar os trabalhos de análise de venda das distribuidoras. Segundo ele, o trabalho é para identificar o que a Eletrobras tem que fazer para viabilizar a privatização das distribuidoras até o fim deste ano.

Foto: O Globo

Foto: O Globo

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Fontes: EBC| Sabrina Craide

O Globo

Valor Econômico | Rodrigo Polito

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.

Geração eólica bate recorde no Nordeste

A geração de energia eólica no Nordeste bateu recorde no sábado, 29, quando foram produzidos 5.746 MW médios dessa fonte, atendendo 63% da carga da região. Às 10h57 daquele dia, a produção desses parques eólicos foi ainda mais intensa e chegou a responder por 69% da carga. A produção de energia a partir dos ventos vem garantindo o abastecimento no Nordeste, que enfrenta uma longa seca, com reflexos na redução da geração hidrelétrica.

Fonte: Estadão | Luciana Collet

Brasil deve aproveitar crise para aprimorar modelo elétrico, diz ONS

O Brasil deve tirar proveito da crise econômica e, da consequente queda do consumo de energia, para adequar o sistema elétrico e seus modelos de operação e de negócios para a nova configuração da indústria elétrica mundial. A nova configuração prevê participação cada vez maior de fontes renováveis de geração variável, como eólica e solar, inclusive nos pontos de consumo, como residências, edifícios corporativos, hotéis e shopping centers. A avaliação é do diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Eduardo Barata, que defende investimentos em inovação e no aprimoramento das ferramentas do sistema para lidar com o novo cenário.

“É inevitável a presença da renovável, em especial da fotovoltaica no nível do consumidor, a chamada geração atrás do medidor”, disse Barata. “A crise econômica que o país está fazendo com que isso ocorra de forma mais retardada em relação ao que aconteceu nos Estados Unidos e na Europa, o que nos dá mais tempo para nos prepararmos para isso. Os países europeus foram surpreendidos. Não vamos poder alegar mais tarde que fomos surpreendidos. Não é esperto desperdiçar o aprendizado alheio.” O executivo está há pouco mais de um ano no comando do operador nacional.

Antes de assumir a diretoria-geral do ONS, Barata foi diretor de operação do órgão, entre 2004 e 2010, além de presidente do conselho de administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e secretário-executivo do ministério de Minas e Energia (MME), cargo que deixou, em abril de 2016, para assumir a atual função.

“Vamos desenvolver um plano diretor para nos preparar para esse novo tempo da geração distribuída, das baterias e dos sistemas inteligentes”, disse o engenheiro eletricista, destacando que serão necessárias ferramentas de operação de resposta rápida, que deem condições para que o órgão tome decisões súbitas.

“Apesar de estarmos melhorando muito nossos modelos de previsão de geração eólica, o vento muda de uma hora para outra. Agora, o sol vai influenciar na carga, os consumidores passam a influenciar no seu consumo”, disse. Por esse modelo, os consumidores com painéis solares em seus imóveis fornecerão energia para a rede no momento em que não estiverem utilizando e consumirão energia da rede no momento de maior necessidade. “Então, você precisa ter um ferramental [de operação] preparado para tomar decisões [imediatas]”, explicou Barata.

Diante desse cenário que exige mudanças e aperfeiçoamentos no sistema elétrico, Barata elogiou a disposição do MME e o teor da proposta de reforma setorial, apresentada ao mercado no início deste mês. “São mudanças que podem mudar bastante o perfil do setor. Há um reconhecimento de que aquela tese de que ficaríamos hidrelétricos para sempre acabou. Nossa matriz [elétrica] vai mudar fortemente”, explicou, lembrando que as novas hidrelétricas estão mais distantes e, portanto, exigem um custo maior de transmissão, enquanto os custos das fontes renováveis variáveis estão caindo.

Segundo ele, por exemplo, o Brasil possui um potencial de geração eólica de 500 gigawatts (GW), volume três vezes maior que a capacidade total do parque gerador do país hoje. Além do crescimento expressivo dessas fontes intermitentes, ele lembra que as novas hidrelétricas que são construídas hoje, devido às exigências ambientais, são a “fio d’água”, ou sem reservatórios.

Essa característica, inclusive, terá papel relevante na mudança do atendimento do horário de ponta do consumo do país no futuro. Até 2015, quando o consumo do país ainda registrava forte crescimento, o horário de ponta, momento de maior consumo no país e de necessidade de maior disponibilidade da capacidade do sistema, estava ocorrendo no verão, mais precisamente no início da tarde, devido às elevadas temperaturas, que demandavam um acionamento maior de aparelhos de ar condicionado.

Com a queda do consumo, devido à recessão, e a adição significativa de nova capacidade, a partir da entrada em operação de novas usinas, o problema da ponta no verão foi superada. O ONS, porém, começa a prestar atenção para a situação da ponta a partir de 2020 e principalmente no inverno, quando a geração de energia das hidrelétricas do rio Madeira (RO) e de Belo Monte (PA), que são “fio d’água”, estarão em seu patamar mínimo, e, portanto, contribuirão pouco para o atendimento da demanda. Belo Monte, por exemplo, produzirá no inverno cerca de 10% de sua capacidade, de 11.233 MW. Com isso, será necessária uma oferta maior de outras fontes, como eólicas e termelétricas.

Com relação ao balanço entre oferta e demanda de energia, Barata disse não vê risco de desabastecimento nos próximos cinco anos. “Nossos estudos hoje estão considerando um crescimento da carga de 3,6% em cinco anos. Ainda que crescesse 5%, teríamos condição de atender. Isso significa dizer que dá para anteceder em um ano e pouco o crescimento econômico do país”.

Sobre as discussões no âmbito da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) relativas às regras de republicação do preço de liquidação de diferenças (PLD), o preço spot de energia, Barata concorda com a posição defendida pelo mercado de que não se deve republicar o preço, sob pena de prejudicar negócios de energia já concretizados.

“O mercado é absolutamente refratário a qualquer tipo de republicação. Também acho que não deve republicar. A nota técnica [da Aneel] dá o sinal de que temos que investir cada vez mais para termos um processo de aperfeiçoamento constante, que tenhamos uma política clara, transparente, que acaba culminando em um PLD reproduzível [pelo mercado]”, disse.

Fonte: Rodrigo Polito | Valor Econômico

Setor elétrico deve gerar 436 mil empregos até 2026

A expansão do sistema elétrico brasileiro prevista para os próximos 10 anos deve motivar a geração de 436 mil empregos diretos ao longo do período. A maior parte das vagas estará nos segmentos de transmissão e energia eólica, que devem gerar, respectivamente, 140 mil e 138 mil empregos, fatias que somadas correspondem a 64% do total previsto.

Os dados fazem parte da avaliação de impacto socioambiental da expansão prevista pela EPE no Plano Decenal de Expansão da Energia com horizonte até 2026. Estão presentes em nota técnica específica sobre o tema.

A geração de empregos mapeada pela EPE diz respeito às vagas criadas durante o pico das obras dos projetos previstos no plano. É 5% inferior ao total de 461 mil empregos que estava previsto no PDE anterior, para o período entre 2015 e 2024. Veja o detalhamento:

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A análise de impacto socioambiental da EPE leva em consideração, além da geração de empregos, outros diversos aspectos, como a influência sobre áreas de proteção ambiental e terras indígenas. Leia aqui a nota técnica na íntegra.

Fonte: Brasil Energia

Retomada de leilões de energia divide setor elétrico

Os sinais preliminares de retomada do crescimento econômico levaram o setor elétrico a voltar a discutir a retomada dos leilões de geração de energia. Mas o cenário está longe de estar pacífico e abriu uma disputa entre os diversos segmentos e autoridades. A controvérsia envolve a realização de uma modalidade específica de contratação: energia de reserva.

Diferentemente dos leilões de energia nova, que são realizados para atender as declarações de demanda das distribuidoras que atendem o consumidor final, os leilões de energia de reserva são marcados pelo governo com base nas projeções e estudos feitos pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Essas estimativas, porém, segundo apurou o Estadão/Broadcast, não apontam para a necessidade desse tipo de leilão.

 O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Rufino, ressalta que os estudos são fundamentais para justificar a realização de leilões. “Não é simples estimar o consumo e a demanda futura em um cenário como o atual, de muitas incertezas’, disse Rufino. ‘Não me parece que faça sentido contratar novos projetos de energia apenas para manter os interesses de um setor, mesmo que eles sejam legítimos.”
O presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Nelson Leite, disse que as estimativas da entidade apontam para um déficit de 0,9% de energia no ano de 2022. Isso justificaria a realização de um leilão de contratação de energia nova A-5, para contratação de cerca de 1,5 mil MW médios, mas não a realização de um leilão de reserva.

De acordo com o secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, as primeiras estimativas apontam que chegou a hora de retomarmos os leilões. Ele não detalhou que tipo de licitação o governo pretende fazer, mas reiterou que nenhuma decisão será tomada sem que haja pareceres técnicos que respaldem as medidas.

No fim do ano passado, o governo chegou a programar um leilão de reserva que iria contratar usinas eólicas e solares, mas cancelou a operação com apenas cinco dias de antecedência. O cancelamento, decidido devido às sobras de energia, causou muita insatisfação entre os empresários que atuam no setor.

Uma das principais críticas do setor foi a possibilidade de interromper e inviabilizar o desenvolvimento da cadeia produtiva de fornecedores de equipamentos. A reclamação foi encampada por governadores da região Nordeste.

De acordo com o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar (Absolar), Rodrigo Sauaia, para cada megawatt gerado pelo setor, 30 empregos são criados. A presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Elbia Silva Gannoum, enquanto o PIB caiu 3,6% no ano passado, o setor cresceu 25%.

A última licitação foi realizada em abril do ano passado, para novas usinas que serão construídas e entregues em janeiro de 2021. Já o último leilão de energia de reserva foi realizado em setembro de 2016 com pequenas centrais elétricas com prazo de entrega em 2020.

Fonte: Anne Warth | O Estado de S.Paulo