Turbinas usadas em Jirau são referência internacional

Localizada no Rio Madeira, em Porto Velho (RO), a UHE Jirau obteve no último dia 16 de setembro a liberação da Agência Nacional de Energia Elétrica para operar comercialmente a 45ª unidade geradora. A UHE Jirau possui a maior turbina bulbo em potência unitária instalada no mundo, com 75 MW. Em segundo lugar vem a UHE Santo Antônio com 73 MW, conforme cadastro do ONS, e em terceiro lugar, a UHE Tadami, no Japão, com 65 MW.
De acordo com Carlos Alberto, gerente de operação da Energia Sustentável do Brasil, concessionária da UHE Jirau, até o final deste ano, a UHE Jirau estará com as suas 50 turbinas tipo bulbo operando a plena capacidade, o que significa 3.750 MW para abastecimento de mais de 40 milhões de pessoas. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico, a UHE Jirau está em primeiro lugar com uma disponibilidade energética média de 99,1% no período de janeiro a agosto deste ano.
Outro fator de reconhecimento da UHE Jirau pode ser indicado pelo conceito “A” que a ESBR recebeu da Agência Nacional de Energia Elétrica no guia de indicadores, criado pelo órgão para a entrega de Relatório de Acompanhamento de Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica, mostrando o comprometimento da empresa com os prazos.

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Leilão de LTs fica mais próximo da realidade do mercado, diz Abrate

A Agência Nacional de Energia Elétrica ousou e acertou ao rever as condições do próximo leilão de transmissão, marcado para 28 de outubro. Na avaliação da Associação Brasileira das Empresas Transmissoras de Energia, as novas condições estão mais aderentes a realidade do mercado. "Esperamos que a nova modalidade tenha êxito", disse Mario Miranda, presidente da Abrate.

A diretoria da Aneel aprovou na última terça-feira, 27 de setembro, as regras do novo edital do leilão. A agência aumentou, pela segunda vez, o teto da Receita Anual Permitida (+13,13%) do certame. Também elevou o parâmetro de custo do capital próprio (de 10,86% para 11,10%), bem como a variação do Custo Médio Ponderado de Capital (Wacc, em inglês) (de 8,38% para 9,67%).

Miranda explicou que a Wacc é calculada com base em uma combinação que envolve o custo país, o custo de captação de recursos, mais a rentabilidade do empreendimento. "Essa Wacc não subiu por acaso", disse o executivo, "a Aneel está caminhando no bom sentido, na medida em que ela está tomando melhor o pulso do mercado de financiamento."

Miranda disse que até o ano de 2012 os leilões de transmissão tinham 4,5 competidores por lote e que isso caiu para meio competidor por lote em 2015, demonstrando a falta de atratividade dos últimos certames, muitos com quase 50% dos lotes vazios. O esvaziamento do leilão de transmissão se deu pelo afastamento dos tradicionais players que ficaram descapitalizados depois do processo de renovação das concessões imposto pela Medida Provisória 579/2012.

Na avaliação de Guilherme Barra, superintendente Comercial da Tabocas, o aumento das RAPs deve atrair novos investidores para a disputa. "A nossa expectativa, pelo que a gente tem ouvido e recebido de contatos, é de vários novos investidores nesse próximo leilão."  O diretor da Aneel Tiago Correia já havia sinalizado na semana passada a presença de novos agentes. Nos últimos leilões, esse movimento foi percebido com a vitória de construtoras de médio porte que não faziam parte desse mercado.

Na opinião do professor Nivalde de Castro, coordenador do Grupo de Estudos do Setor de Energia Elétrica da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Gesel/UFRJ), as alterações apresentadas pela Aneel demonstram a capacidade de adaptação do modelo de contratação ao novo cenário macroeconômico do Brasil. Ele lembrou que o Ministério da Fazenda impôs, por conta do ajuste fiscal, uma redução na participação do BNDES no financiamento dos projetos de transmissão, de 70% para 50%. Isso aumenta o custo do financiamento para o agente, uma vez que eles precisam acessar outras fontes de capital mais caras para colocar os projetos em pé.

Para o professor, a mudança de parâmetros "é um sinal de que o governo está sensível" com a conjuntura do mercado. Ele lembrou que além de uma melhora nas condições financeiras, a Aneel também estendeu o prazo de construção das obras para 60 meses em alguns casos, o que contribui para reduzir o risco do investimento. "O governo, o MME e a Aneel fizeram os ajustes necessários para tentar recompor o equilíbrio entre oferta de lotes e demanda de empreendedores no segmento de transmissão, que nesse momento, dentro do setor elétrico, está em desequilíbrio conjuntural e precisa ser recuperado", disse Castro.

Na avaliação de Thais Prandini, diretora da Thymos Energia, as condições do certamente estão melhores que as dos últimos leilões, porém o grande desafio continua sendo a financiabilidade dos projetos, uma vez que a participação do BNDES foi reduzida. Segundo a consultora, é muito difícil para alguns investidores acessar outras fontes de financiamento. "A gente criou o hábito de só acessar o BNDES", lamentou.

Para a Abrate, para se ter uma maior competição nos leilões, é preciso que a Aneel regulamente a Portaria MME 120/16, para que os agentes tenham clareza sobre o pagamento das indenizações pendentes. “Quanto mais rápido a Aneel regulamentar, mais rápido podemos estimar o nosso fluxo de caixa e assim passar a ter bancabilidade perante os agentes financiadores. Hoje nós não temos um fluxo de caixa que permita captar financiamento”, disse Miranda.

O próximo leilão de transmissão licitará 24 lotes com empreendimentos localizados nos estados da Bahia, Ceará, Goiás, Espírito Santo, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí e Rio Grande do Norte. A expectativa de investimentos é da ordem de R$ 12,58 bilhões e geração de 25.658 empregos diretos. O edital será republicado no Diário Oficinal de quinta-feira, 29 de setembro, com alterações na organização dos lotes e atualização da Receita Anual Permitida Máxima (RAP) para R$ 2,6 bilhões, um aumento de 13,13% em relação ao valor anterior.

As instalações de transmissão deverão entrar em operação comercial no prazo de 42 a 60 meses a partir da assinatura dos respectivos contratos de concessão, prevista para 9 de fevereiro de 2017. Serão implantados aproximadamente 6.800 km de linhas de transmissão e 8.200 MVA em capacidade de subestações. O certame será realizado na sede da BM&FBovespa, em São Paulo, às 10 horas.


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Leilão de linhas de transmissão oferecerá retorno maior a investidor

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou ontem uma nova data para o leilão de linhas de transmissão. O certame estava previsto para ocorrer no dia 2 de setembro, mas foi adiado e, agora, remarcado para o 28 de outubro. A data original foi suspensa para melhorar as condições de oferta dos empreendimentos, na tentativa de deixar o leilão mais atraente e garantir mais investimentos.

O leilão tentará atrair R$ 12,6 bilhões em investimentos para a construção de 6.800 quilômetros de linhas de transmissão, distribuídos em 24 lotes de empreendimentos. O edital do leilão foi publicado inicialmente em julho, mas refeito em agosto para ampliar a taxa de retorno e incluir mais lotes — antes, eram 22.

BNDES FINANCIARÁ 50%

A chamada Receita Anual Permitida (RAP) máxima do leilão totaliza R$ 2,6 bilhões. Nesses leilões, o vencedor de cada lote é a empresa que estiver disposta a receber o menor valor de RAP, que é a remuneração paga às empresas, em relação ao teto fixado no edital.

O valor de remuneração foi aumentado para atrair mais investidores, já que esses projetos vinham sendo rejeitados nos últimos leilões e também foram afetados por uma redução nos financiamentos do BNDES. O banco decidiu que financiará até 50% dos empreendimentos do certame. Antes, o financiamento máximo era de até 70%.

A assinatura dos contratos será no dia 9 de dezembro, e o prazo para conclusão da obras é de até 60 meses. Os empreendimentos estão previstos para serem erguidos nos estados de Bahia, Ceará, Goiás, Espírito Santo, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí e Rio Grande do Norte.

O leilão será presencial e ocorrerá na sede da BM&F Bovespa, em São Paulo. Esta é a segunda etapa do certame de transmissão realizado pela agência. A primeira ocorreu em abril.

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Claudio Sales e Richard Hochstetler, do Acende Brasil: Operação centralizada e mercado: a busca do equilíbrio

A comercialização de energia elétrica no Brasil é regida por uma complexa estrutura que proporciona liberdade para a contratação de energia via mercado, enquanto ao mesmo tempo preserva o controle centralizado sobre a operação e sobre a formação de preços no mercado de curto prazo. Pode-se inferir que essa combinação busca obter os benefícios da eficiência promovida pela concorrência, sem abrir mão dos ganhos sinérgicos da operação centralizada e sem dar margem ao risco de abusos de poder de mercado nas transações de curto prazo. Tal arranjo depende, no entanto, da preservação de um alto grau de previsibilidade na política operativa e de um processo de precificação difícil de ser mantido diante das constantes mudanças de cenário.
O atual arranjo comercial permite que: (a) Geradores, Comercializadores, Consumidores Livres e Especiais possam comercializar energia, por sua conta e risco, por meio de Contratos Bilaterais no Ambiente de Contratação Livre; e (b) que os Geradores possam comercializar sua energia com as Distribuidoras, que atendem aos consumidores regulados, por meio de leilões públicos organizados pelo governo no Ambiente de Contratação Regulada.
Isso permite que os usuários se beneficiem: (1) por um lado, da eficiência induzida pela concorrência de mercado; e (2) por outro lado, da coordenação centralizada da operação física das usinas, que é conduzida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e da formação dos preços de liquidação na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que é definida por algoritmos matemáticos.
Embora os Geradores não tenham autonomia sobre as decisões a respeito de quando suas usinas serão acionadas, e embora os Distribuidores, Comercializadores, Consumidores Livres e Especiais não tenham autonomia sobre o preço de liquidação de energia (PLD, ou Preço de Liquidação de Diferenças) no mercado de curto prazo na CCEE, esse delicado arranjo é sustentado pelos “Procedimentos de Rede” e modelos matemáticos oficiais que balizam o planejamento, a operação e a formação de preços do mercado de curto prazo.
Os Procedimentos de Rede detalham os processos a serem seguidos pelo ONS no planejamento da operação eletroenergética, na administração da transmissão, e na programação e operação em tempo real do Sistema Interligado Nacional (SIN). Além disso, o planejamento da operação do ONS é balizado por um conjunto de modelos matemáticos, codificados em dois programas computacionais oficiais: o Newave, utilizado para o planejamento da operação de médio e longo prazo, e o Decomp, para o planejamento da operação de curto prazo. Esses programas também são utilizados pela CCEE para definir os PLDs semanais nos quatro subsistemas (Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul) e nos três patamares de carga (Pesada, Média e Leve).
O equilíbrio que sustenta o arranjo atual é baseado na existência de um valioso tripé de atributos: previsibilidade, transparência e replicabilidade. Esse tripé é fundamental para que os agentes possam comercializar a sua energia em contratos de longo prazo, mesmo não tendo autonomia sobre a operação e sobre os preços de suas transações no mercado de curto prazo.
No entanto, o tripé acima foi recentemente abalado por uma mudança de cunho administrativo ao se alterar a forma de representar restrições operacionais de vazões das hidrelétricas do rio São Francisco.
Em junho, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) da Aneel emitiu ofício solicitando que, no planejamento da operação, o ONS reduzisse a restrição de defluência mínima das hidrelétricas de Sobradinho, Itaparica e Xingó de 1.300 para 800 m3/s até dezembro de 2016, e que também efetivasse uma revisão prospectiva das restrições de defluência mínima da hidrelétrica de Três Marias. O ONS analisou a questão e “atendeu” ao ofício da Aneel por meio da adoção de “metas fixas” para a defluência dessas usinas, assim como a de Três Marias, pela inserção de novas restrições durante seis meses no Newave (programa que se concentra em cenários estruturais e de médio e longo prazo, ao contrário do Decomp, que incorpora as condições conjunturais de curto prazo).
A alteração não impactou significativamente a forma como o sistema estava sendo operado (já que a restrição de defluência mínima dessas usinas já vinha sendo praticada desde 2014), mas alterou significativamente os preços de liquidação.
Embora a iniciativa da SRG tenha o objetivo (e o mérito!) de alinhar as expectativas futuras e a representação nos modelos matemáticos por meio da incorporação das restrições operativas que poderão vigorar nos próximos meses, a incerteza introduzida no mercado por esse tipo de alteração repentina pode vir a ser até mais prejudicial do que benéfica.
A incorporação da restrição no PMO foi efetuada antes mesmo da Agência Nacional de Águas (ANA), autoridade responsável pela definição das condições de operação dos reservatórios, autorizar a manutenção da descarga mínima defluente nesse patamar nos meses de julho a setembro.
Além disso, todas as resoluções autorizativas da ANA são muito claras: a autorização é de caráter temporário (as resoluções geralmente são para o período de um a três meses, no máximo) e, o que é mais importante, são a título precário.
Há, ainda, menção explícita de que a autorização pode ser suspensa ou revogada a qualquer momento por iniciativa da ANA ou para a passagem de comboios de navegação, o que inviabilizaria a incorporação da restrição até dezembro da perspectiva estritamente formal.
Trata-se, portanto, de uma restrição conjuntural para a qual há precedente para a incorporação dos fatores conjunturais na modelagem do Newave e Decomp somente nos dois primeiros meses para fins de precificação. Tanto é que a CCEE solicitou republicação dos PLDs do mês de julho de 2016 recalculados dessa forma.
Embora a Aneel não tenha autorizado a republicação do PLD (segundo decisão tomada na Reunião Pública de Diretoria do dia 06 de setembro), o episódio deixa claro que  é preciso aprimorar a governança institucional e o processo de alteração dos dados de entrada dos programas computacionais, pois a forma pela qual as mudanças foram implementadas no Programa Mensal de Operação (PMO) de Julho foi inapropriada.
A possibilidade de que as autoridades possam, a qualquer momento, implementar alterações conjunturais com potencial de ocasionar impactos sobre a operação e sobre os preços eleva substancialmente o risco de comercialização de longo prazo. O efeito final dessa incerteza é o encarecimento do serviço para o consumidor.
Além disso, tais intervenções invariavelmente acabam sendo questionadas na justiça, o que também eleva custos e introduz novas incertezas durante a longa tramitação nos tribunais. A própria Aneel já manifestou inúmeras vezes que tal judicialização é extremamente indesejável para todos.
Poder-se-ia argumentar que, apesar de ainda não haver autorização formal para a manutenção dessa restrição até dezembro, esse é o cenário mais provável e, portanto, o mesmo define a melhor configuração de dados a ser considerada nos programas computacionais para fins do planejamento da operação.
No entanto, o mesmo não pode ser dito para fins da precificação.
A Aneel e o ONS estão corretos em buscar a aderência entre a operação, a precificação e a realidade, mas também é importante manter a estabilidade e a previsibilidade da operação e precificação, sem as quais se desestrutura a comercialização de médio a longo prazo.
Não infrequentemente esses dois princípios – a aderência à realidade, de um lado, e a previsibilidade da operação e precificação, de outro lado – entram em conflito e torna-se necessário optar por soluções de compromisso.
Há uma série de situações em que deliberadamente tem-se optado por soluções de compromisso no setor elétrico quando os dois princípios acima entram em colisão. Eis alguns exemplos: (1) os preços de liquidação na CCEE não levam em conta as restrições elétricas conjunturais internas de cada Submercado, que por sua vez são levadas em conta pelo ONS nos Programas Mensais de Operação; (2) as revisões das projeções de carga são realizadas apenas quadrimestralmente, apesar de a Programação da Operação ser revisada mensalmente; (3) os preços de liquidação na CCEE são definidos com base nos Custos Variáveis Unitários (CVUs) das termelétricas definidos pelo preço original indexado (“CVU Conjuntural”), enquanto o planejamento da operação de médio prazo é baseado em projeções de preços futuros (“CVU Estrutural”).
Em todos os exemplos acima, de uma forma ou de outra, optou-se por uma representação diferenciada, sacrificando em algum grau a aderência à realidade para preservar uma certa estabilidade e previsibilidade.
Portanto, dada a natureza especulativa (uma vez que não se pode afirmar taxativamente que as restrições serão mantidas até dezembro), convém ponderar se não seria o caso de admitir uma representação diferenciada no Newave para fins da operação e para a precificação, como já é feito em outras situações em que há diferenças entre as condições conjunturais e estruturais.
Embora a SRG tenha atuado com a motivação correta, alterações na forma de representação de condições estruturais e conjunturais nos modelos não devem ser fonte de insegurança junto aos agentes de mercado.
Mudanças desse tipo deveriam ser previamente apresentadas aos agentes com mais antecedência, com justificativas sobre a motivação das mudanças, e oferecendo ampla oportunidade para a manifestação dos agentes. A realização de audiências públicas, ferramental consagrado pela Aneel e que se tornou referência de excelência para as demais agências, seria uma excelente forma de promover esse processo.
A separação das transações físicas conduzidas pelo ONS das transações financeiras realizadas na CCEE só é viável se o tripé “previsibilidade, transparência e replicabilidade” for respeitado. Afinal, a Aneel precisa ter como prioridade a preservação da confiança do setor, sempre em busca de sua missão de “proporcionar condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade”.
Claudio J. D. Sales e Richard Hochstetler são do Instituto Acende Brasil (www.acendebrasil.com.br)

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Chinesa State Grid tem aval do Cade para entrar na CPFL

A chinesa State Grid obteve aval do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), sem restrições, para a compra por cerca de R$ 6 bilhões da fatia da Camargo Corrêa na maior elétrica privada do país, a CPFL Energia. A maior elétrica do mundo disse ao órgão de defesa da concorrência que o negócio "possivelmente" envolverá também a aquisição das parcelas de outros sócios da CPFL, o que poderia levar o valor total da transação a superar R$ 25 bilhões e tornar a State Grid a única acionista da companhia. A autorização do Cade constou de despacho do órgão publicado no Diário Oficial da União de ontem.

Risco

Na análise do processo, o Cade afirmou que os mercados de atuação da CPFL - geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia "estão sujeitos a intensa regulação por parte da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), reduzindo a probabilidade de um comportamento anticompetitivo" após a transação. Os dois outros controladores da CPFL, que são o fundo de previdência dos funcionários do Banco do Brasil, Previ, e a Bonaire, que representa diversos fundos, terão agora a opção de permanecer na companhia ou decidir pela venda conjunta de suas participações aos chineses pelo mesmo valor por ação ofertado à Camargo.

Se Previ e Bonaire saírem da companhia, será acionada a opção de "tag along", pela qual os acionistas minoritários terão a oportunidade de também vender suas participações na CPFL aos chineses pelo mesmo valor ofertado aos demais sócios. Procurada, Previ não retornou os pedidos de entrevistas. Já a Bonaire afirmou que irá oficializar na próxima terça-feira se vai ou não manter a sua participação de 15,1% na elétrica. Apesar do aval do Cade, a conclusão da operação para entrada da State Grid na CPFL depende ainda de aprovação da Aneel. 

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Risco do investimento no setor elétrico precisa ser reduzido

A principal questão hoje no setor elétrico é diminuir o risco do investimento. A opinião é do presidente do Sindicato da Indústria de Energia do Rio de Janeiro e também presidente do Conselho de Energia Elétrica da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro, Sérgio Malta. Para ele, essa revisão do modelo do setor precisa resolver algumas questões importantes. No caso das distribuidoras, por exemplo, a sobrecontratação de energia e o endividamento das companhias.

"Energia elétrica era um negócio de baixa lucratividade com relação a outros ramos de negócio, mas uma remuneração segura. Hoje elas [as distribuidoras] tem sobrecontratação e estão quatro vezes mais endividadas do que poderiam estar. Se criou um risco enorme para uma atividade que não pode ter esse risco", declarou. De acordo com Malta, os riscos das concessionárias precisam reduzidos para aqueles relacionados às atividades gerenciais da empresa e não podem ser riscos sistêmicos.

A transmissão também é outro segmento que vem passando por dificuldades e falta de interessados nos leilões. "Para resolver o problema da transmissão, tem que aumentar a rentabilidade", afirmou. Mas além disso, comenta Malta, é preciso oferecer lotes de acordo com a quantidade de players e investimentos que podem ser direcionados para o segmento. "Não adianta colocar 50 lotes prioritários, se não há investidores para isso tudo. Nessa situação, o governo não está estabelecendo a prioridade, quem está estabelecendo a prioridade são os investidores, que vão ver quais são os melhores lotes para eles", destacou.

Ele afirma que o interesse da indústria de energia elétrica a longo prazo é o mesmo da indústria em geral e dos seus consumidores: que se tenha uma energia boa e barata hoje e amanhã, ou seja, que a energia seja de boa qualidade a um preço competitivo. "Não adianta fazer o que fez a [MP] 579, que é reduzir o preço e não permitir a sustentabilidade para poder investir no futuro e ter energia boa e barata amanhã. Isso é o interesse da indústria de energia elétrica e da indústria em geral também", disse.

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Estudo mostra que renováveis já são mais baratas que fósseis na média mundial

Estudo publicado pela Carbon Tracker Initiative, de Londres, mostra que os custos de geração de energia renováveis já são, na média mundial, inferiores aos dos combustíveis fósseis e as usinas de energia limpa se tornarão ainda mais competitivas em 2020. O relatório "Fim da ocupação do carvão e do gás?" compara os custos de geração de energia a carvão de quatro usinas recém construídas: carvão, gás, eólica e de energia solar. Ele aplica uma análise de sensibilidade a um custo nivelado de eletricidade em três cenários: um cenário de referência de 2016, um cenário atualizado de 2016 e um cenário para 2020 com base no caminho para mantermos a temperatura abaixo dos 2˚C caminho, onde as decisões de investimento tenham em conta as tendências de descarbonização.
A comparação mostra que taxas de ocupação reduzidas e vidas úteis mais curtas para as usinas de carvão e gás em um mundo que é descarbonizado de forma constante, prejudica a economia das usinas. Atualmente, poucas modelagens levam em conta esse tipo de dinâmica para o cálculo futuro. Enquanto isso, a combinação do menor custo do capital com as tecnologias mais baratas para a energia solar e eólica melhora a posição competitiva relativa das energias renováveis.
De acordo com o chefe de pesquisa da Carbon Tracker, James Leaton, os decisores políticos e investidores precisam questionar suposições datadas sobre custos de tecnologia que não foram atualizadas para o processo de descarbonização deflagrado pelo Acordo de Paris. Segundo ele, planejar novas usinas de carvão e gás usando as taxas de ocupação e vida útil do cenário business-as-usual é a receita para ativos ociosos no futuro.
O estudo constata também que o rumo da economia forjado pela aplicação das Contribuições Determinados a nível Nacional pós-2020 vai levar as energias renováveis, em média, a um custo ainda mais competitivo, mesmo se os preços dos combustíveis fósseis caírem e os preços do carbono permanecerem modestos em torno de US$10 / tCO2 ou abaixo disso.

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Brasil registra recorde de geração eólica diária

O Brasil alcançou mais um recorde na geração eólica no Sistema Interligado Nacional, segundo o Ministério de Minas e Energia. Na última terça-feira, 13 de setembro, o país registrou o valor máximo diário de geração eólica, correspondente a 5.804 MWmédios, decorrente, dentre outros motivos, da expansão da capacidade instalada de geração eólica no Brasil. Em agosto desse ano essa capacidade atingiu 9.327 MW, representando um acréscimo de 2.790 MW na comparação com o mesmo mês de 2015.
De acordo com o Informativo Preliminar Diário da Operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico, no dia 13 de setembro, a quantidade gerada pelos ventos foi 606 MWmédios superior na comparação ao primeiro maior recorde do segundo semestre de 2016, quando foi gerado 5.203 MWmédios, no dia 25 de julho.
Com a expansão da geração elétrica no Brasil, a previsão para os próximos anos, segundo o Plano de Decenal de Expansão de Energia - PDE 2024, é que a capacidade instalada eólica no País alcance 24 mil MW até 2024.

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Parte das distribuidoras responde a plano de resultados, mas grandes empresas ainda preocupam

A melhora no desempenho de metade das 16 distribuidoras que até o ano passado apresentavam os piores indicadores no serviço prestado ao consumidor superou as expectativas da Agência Nacional de Energia Elétrica, no primeiro ano de avaliação dos Planos de Resultados dessas empresas. As oito concessionárias que surpreenderam a agência melhoraram de tal forma que hoje, se avaliadas, não estariam mais nesse ranking, afirma o diretor da Aneel, Reive Barros.

A boa avaliação veio das estatais Celg D (GO), Eletrobras-AL, Eletrobras-PI, CEEE-D (RS) e CEB D (DF); além de Light (RJ), Coelba (BA) e Celpe (PE).  “Nossa expectativa era de que em um ano e meio, dois anos, elas melhorassem, mas tivemos uma surpresa positiva. As oito não estariam hoje mais no ranking. E não aplicamos multa”, comemora o diretor.

Três distribuidoras, no entanto, não apresentaram evolução, enquanto outras quatro pioraram a qualidade do serviço e correm o risco de perder a concessão, caso não apresentem melhora até o ano que vem. A última empresa era a Companhia Energética de Roraima, que foi retirada da lista porque terá sua área de concessão unificada com a da capital Boa Vista. 

“Essas empresas que pioraram agora, com a renovação de contrato seriam candidatas à troca de controle acionário. Temos duas no norte, uma no sul e uma no Sudeste”, revelou o diretor da Aneel, que preferiu não citar nomes. A lista original incluiu AES Eletropaulo (SP), AES-Sul (RS), Amazonas Energia (AM), Ampla (RJ), CEA (AP), Eletrobras-AL (AL) ,CEB (DF) ,CEEE-D ,Celg (GO), Celpe (PE), Eletrobras-PI (PI), Eletrobras-RO (RO), Cerr (RR), Coelba (BA), Eletrobras-AC (AC) e Light (RJ).

O Plano de Resultados foi um estratégia adotada pela autarquia no ano passado, a partir da constatação de que o grupo de distribuidoras escolhido apresentava piora nos indicadores que mediam a qualidade do atendimento ao consumidor. Todas elas foram obrigadas a apresentar planos de planos de investimentos que somarão R$ 5 bilhões até 2017.

A estratégia da Aneel de cobrar resultados a partir ações concretas e direcionadas para as áreas mais criticas da empresa  é uma nova forma de avaliar a qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica. Na forma tradicional, explica Barros, a agência identifica os indicadores técnicos e comerciais e faz fiscalizações periódicas, que muitas vezes resultam na  aplicação de multas. Essa formula, no entanto, nem sempre é eficiente, nem suficiente para induzir melhorias na atuação das empresas.

“No plano buscamos identificar os indicadores mais reconhecidos pelos consumidores. E aí elegemos os indicadores DEC e FEC (que medem a duração e a frequência das interrupções no fornecimento de energia); o indicador de segurança não só da equipe própria e de terceirizados, mas também da população, porque os acidentes estavam crescendo; e tambem os indicadores comerciais  de relacionamento do cliente com a concessionária e o Iasc (Indices Aneel de Satisfação do Consumidor”, conta o diretor.

Segundo ele, os 30% das deficiências constatadas são resultantes de problemas de gestão e 70% estão relacionados a investimentos. Reive Barros garante, porém, que, ao melhorar a gestão, os bons resultados já aparecem. Foi o que aconteceu, segundo ele, com todas as empresas que melhoraram os indicadores nessa primeira avaliação.

“Temos casos de sucessos com empresas estatais e identificamos situações de insucesso em empresas privadas de centros importantes como o Sudeste. Se a empresa não reage aí, ela vai mal em tudo”, diz. “Tem empresa que eu considero insustentável”, admite Barros, embora reconheça que ainda há tempo para reversão do quadro até o término do prazo estabelecido pela agência para o grupo atual. Com o tempo, o plano de resultados da Aneel será estendido às demais distribuidoras.
 

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ONS reduz ainda mais previsão da carga para o mês

A terceira revisão semanal do Programa Mensal de Operação do mês de setembro apresenta uma nova redução da projeção de carga para setembro. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico, a expectativa que era de 0,4% de queda ante o mesmo mês do ano passado aumentou para retração de 0,7%. Na primeira versão do PMO esse indicador estava no campo positivo de 1%. O maior impacto vem da perspectiva de queda de 1,3% na demanda da região de maior consumo no país, o Sudeste/Centro-Oeste, o sul a perspectiva é de crescimento de 2%, no Nordeste queda de 1,6% e no Norte aumento de 0,4%.

Já em termos de afluências recuo das previsões de energia natural afluente em quase todo o país ante a expectativa da semana passada. O acumulado esperado até o final do mês no SE/CO, passou de 107% da média de longo termo para 98%. Já no Sul também caiu de 112% para 86% esperados semana passada. No Nordeste, a projeção de 33% recuou mais um ponto e está em 32%. Somente no Norte houve avanço, passou de 50% para 53% da média histórica.

Com isso, a projeção de armazenamento máximo no país seguiu a mesma tendência. No SE/CO houve novo recuo passou para 39,7% do nível operativo. No Sul a queda foi de mais de dez pontos porcentuais caindo de 93,9% para 83,2%. No Nordeste o recuo ficou em 0,3 p.p para 14,3%. Por sua vez no Norte poderá ocorrer elevação, a projeção aponta para encerrar o mês com 40,1% ante os 39,9% calculados na semana passada.

O CMO médio está equacionado em todo o país a R$ 128,25/MWh. O patamar de carga pesada ficou estabelecido em R$ 133,08/MWh, a média em R$ 131,06/MWH e a leve em R$ 122,72/MWh.

A geração térmica está estimada em 8.324 MW médios, sendo que desse volume, 6.858 MW médios estão dentro da ordem de mérito, 390 MW médios por inflexibilidade e 1.076 MW médios por restrição elétrica. A maior parcela dessa geração está no SE/CO com 4.397 MW médios. Em termos de meteorologia são esperadas precipitações nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, Tocantins e o alto São Francisco.

 

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Brasil poderá ter 1,2 milhão de consumidores geradores de energia em 2024

A geração de energia pelo próprio consumidor tende a crescer e deve chegar a 1,2 milhão de unidades consumidoras no Brasil até 2024, segundo projeção da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A chamada geração distribuída e as fontes de energia renovável foram tema de audiência pública na Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) nesta quinta-feira (15). Segundo o assessor da Aneel, Hugo Lamin, até julho deste ano, 4.517 unidades consumidoras no país já possuíam a geração distribuída nas modalidades de micro ou minigeração. A Resolução 482/2012 da Agência, que foi revista em 2015, estabeleceu que as microgeradoras são as que produzem até 75 quilowatts (KW) de energia, enquanto que as minigeradoras, até 5 megawatts (MW).

— 98% dessa geração é solar, totalizando 4.432 unidades. O biogás são 23 hoje no Brasil. Biomassa, 2 casos; eólica, 39; hidráulica, 5 e o modelo híbrido, entre solar e eólica, 16. Desses 4.517, 78% são unidades consumidoras residenciais — descreveu Lamin. O diretor de programas da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Gilberto Hollauer, também mencionou a perspectiva de elevação, para 2050, do consumo residencial originário da geração distribuída. A estimativa é que chegue a 13%. — Em termos de capacidade instalada para serviço residência, a gente chega a 80 gigawatts instalados. Dando uma dimensão para isso hoje, a capacidade total é de cerca de 150 giga. Vamos ter algo quase como a metade da capacidade atual do Brasil em termos de geração distribuída em 2050. A gente vai chegar lá. O que se discute agora é a velocidade — afirmou.

Hugo Lamin, da Aneel, apontou desafios para que o país alcance essa projeção. Segundo o assessor, é preciso garantir isenção de ICMS sobre a geração distribuída, como já ocorre em 19 estados e o Distrito Federal. Além disso, Lamin ressaltou a importância de divulgar à sociedade a possibilidade de gerar a própria energia e de promover linhas específicas de financiamento direcionadas à geração distribuída.

Conforme explicou o assessor da Aneel, a geração distribuída funciona como uma troca de energia - o consumidor produz a energia em sua residência, por meio de painéis solares, e a quantidade de energia que excedeu o que consumiu é devolvida ao sistema da distribuidora que gera um crédito para esse consumidor. No entanto, para as empresas que distribuem energia, é preciso haver uma remuneração pelo serviço que prestam.

Para o representante da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee), Daniel Mendonça, o problema para as distribuidoras não está no tipo de energia gerada, mas na correta remuneração pela manutenção e modernização das redes elétricas. — Para nós, é como se a distribuidora fosse o motoqueiro que entrega a pizza. Não importa se a pizza é de calabresa, portuguesa ou marguerita. O que importa é que a gasolina do motoqueiro seja paga, a manutenção da moto e o salário dele sejam pagos – disse.

O senador Hélio José (PMDB-DF), que requereu e presidiu a audiência, defende a adoção de energias alternativas e é relator do Projeto de Lei do Senado (PLS) 696/2015, que determina o uso obrigatório de recursos de pesquisa e desenvolvimento em fontes alternativas de energia por empresas do setor elétrico e pela Indústria do Petróleo. — O Brasil não pode ficar pra trás nessa corrida pela inovação e pela modernização tecnológica. Em qualquer dos modelos de energia alternativa ou renovável, o Brasil tem um potencial considerável, quando não privilegiado —disse o senador.



Diversificação energética

De acordo com Gilberto Hollauer, do Ministério de Minas e Energia, o planejamento estratégico governamental aposta na diversificação da matriz energética brasileira, com o aumento do uso de energias renováveis no futuro próximo. O ministério tem como meta que a matriz energética renovável some de 28% a 33% do total no país até 2030. Já em 2015, sem contar a energia hidráulica – uma fonte renovável e limpa – chegou-se a quase 30% de fontes renováveis: lenha e carvão vegetal (8,2%); derivados da cana (16,9%); resíduos de lenha da indústria de celulose, casca de arroz, biogás, biodiesel, etc (4,8%). Para 2024, espera-se que as renováveis cheguem a 32%: lenha e carvão vegetal (6,9%), derivados da cana (16,9%), outras (8,1%).

— A eólica vem tendo crescimento relevante. A projeção está subestimada, achamos que vai ser maior, e a solar também. O planejamento é conservador, cremos que vão progredir ainda mais — afirmou.



Tributação

Gilberto Hollauer, ao responder questões de cidadãos internautas, citou alguns dos embates notados entre as diversas fontes de energia, como a parte tributária. Segundo ele, isenções de impostos de serviço e de importação para as energias solar e eólica, por exemplo, acabam prejudicando quem quer entrar no mercado com equipamentos de produção nacional. "E isso é uma questão difícil de resolver, apesar de necessária", observou. — A eólica é um caso de sucesso: o Proinfa [Programa de Incentivo às Fontes Alternativas, de 2004] foi um sucesso. Hoje é uma energia competitiva, e aplaca um pouco o anseio da PCH [Pequena Central Hidrelétrica], que está com dificuldade de competir com a eólica. O fato é que têm benefícios conquistados na época que eram incumbentes [concessionárias], e hoje você não tira mais — disse.



Isonomia

Apesar de defender o investimento nas fontes alternativas, o presidente da Associação Brasileira de Fomento às Pequenas Centrais Hidroelétricas (ABRAPCH), Paulo Arbex, lembrou que a vocação brasileira é hidrelétrica. As pequenas centrais, em sua opinião, estão sendo alijadas em detrimento das demais fontes alternativas e, por isso, pediu tratamento isonômico. De 2004 a 2013, a contratação de PCHs (de 3 a 30 megawatts de potência) e CGHs (centrais geradoras hidrelétricas, de 1 MW a 3MW) foi de 1,25% contra 37% de centrais movidas a combustíveis fósseis, como as termelétricas, 18% movidas a energia eólica, 10% a biomassa e 1% a solar.

Segundo Arberx, o potencial das pequenas centrais está sendo subaproveitado, e ainda há outro fator que as prejudica: o estímulo financeiro e de política pública, como as vantagens tributárias e isenções concedidas na compra de equipamentos para a energia solar. As hidrelétricas, 100% nacionais, pagam 45,5% de impostos, enquanto eólicas (30% importado) e solares (50-70% importado) pagam 18,5%. O representante da ABRAPCH lembrou ainda que as fontes alternativas sofrem com intermitências, e que é a energia gerada pela hidrelétrica, "a mais adequada para cobrir esses intervalos, e, por isso, deve ser estimulada". — Para crescer com elas, temos que crescer com a hidráulica junto, para cobrir a intermitência. Se não crescer, vai faltar energia para cobrir – alertou.

Ele sugeriu que haja isonomia e simplificação nos processos de licenciamento ambiental para as pequenas centrais, que as concessões sejam por 35 anos, renováveis, e que haja cobrança pela geração de emissões de CO2, beneficiando as centrais hidrelétricas, geradoras de energia limpa. A ABRAPCH também defende que o limite de geração de energia para as CGHs passe dos atuais 3 MW, potência máxima para funcionarem sem necessidade de concessão, permissão e autorização da Aneel, para 5 MW.

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AIE: investimentos em energia caem 8% em 2015

Os investimentos em energia de uma forma geral apresentaram uma queda de 8% em 2015, quando alcançaram US$ 1,8 trilhão, antes US$ 2 trilhões de 2014, de acordo com relatório da Agência Internacional de Energia. A queda se deu no segmento de óleo e gás, enquanto os investimentos em energia limpa, redes inteligentes e eficiência energética continuam a todo o vapor. Isso mostra que o sistema de energia está passando por uma reorientação dos investimentos, que estão indo em direção a energia de baixo carbono e eficiência. Mesmo assim, os investimentos em tecnologias limpas precisam aumentar para colocar a economia mundial em sintonia com o clima.
"Vemos uma grande mudança com os gastos indo em direção às energias limpas, muitas vezes como resultado de políticas governamentais", disse o diretor executivo da AIE, Fatih Birol. "Nosso relatório mostra claramente que as medidas governamentais podem funcionar e são a chave para uma transição energética de sucesso", continuou. Com gastos da ordem de US$ 315 bilhões, a China foi novamente a maior investidora em energia no ano passado, com investimentos robustos na construção de geração de baixo carbono e em redes de eletricidade, assim como na implementação de políticas de eficiência energética. Já o investimento dos Estados Unidos caiu para US$ 280 bilhões em 2015 devido aos preços baixos do petróleo, entre outros.
Somente em energias renováveis os investimentos totalizaram US$ 313 bilhões no ano passado, correspondendo a cerca de um quinto do total de gastos com energia. As inovações tecnológicas também impulsionaram os investimentos em redes inteligentes e armazenamento de energia, que devem desempenhar um papel crucial, segundo a AIE, na integração das energias eólica e solar. No caso do gás, o investimento global teve uma redução de quase 40%, enquanto em eficiência energética, subiu 6%.

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Ibovespa tenta firmar alta e dólar sobe até os R$ 3,34 mesmo com menor intervenção do BC

O Ibovespa tenta firmar alta nesta quarta-feira (14), mas mostra alguma dificuldade para conseguir uma correção depois de cair 3% ontem. Hoje, a agenda é dominada pela divulgação dos estoques de petróleo, que deve causar volatilidade depois da commodity cair mais de 2% no último pregão com um relatório da AIE (Agência Internacional de Energia) projetando redução na demanda. Por aqui, o grande destaque é a coletiva de imprensa com procuradores da força-tarefa da Operação Lava Jato marcada para às 15 (horário de Brasília) e que segundo jornais deve trazer conclusão de denúncia contra o ex-presidente Luiz Inácio Lula da Silva. 
Às 10h46, o benchmark da bolsa brasileira tinha leve alta de 0,23%, a 56.951 pontos. Já o dólar comercial sobe 0,50% a R$ 3,3335 na venda, enquanto o dólar futuro para outubro tem alta de 0,71% a R$ 3,354.

A disparada do dólar ontem fez com que o Banco Central mudasse sua estratégia em relação aos leilões de swap diários. Com a moeda norte-americana subindo mais de 2% e fechando acima de R$ 3,30, a autoridade monetária acabou ofertando 5.000 swaps reversos hoje, metade do número de contratos ofertados diariamente até agora. O leilão acabou com todos os swaps reversos colocados. 
No mercado de juros futuros, o DI para janeiro de 2018 opera em queda de 1 ponto-base a 12,68%, ao passo que o DI para janeiro de 2021 avança 5 pontos-base a 12,30%. 
Ações em destaqueAs ações da Petrobras (PETR3, R$ 14,99, +1,22%; PETR4, R$ 13,19, +1,38%) sobem após derrocada ontem, apesar da continuidade da queda dos preços do petróleo nesta quarta-feira. No mercado internacional, o contrato futuro do Brent caía 0,98%, a US$ 44,46 o barril, enquanto o WTI recuava 1,02%, a US$ 46,62 o barril.
As maiores altas dentre as ações que compõem o Ibovespa são:

Cód.	Ativo	Cot R$	% Dia	% Ano	Vol1
VALE5	VALE PNA	14,14	+2,32	+37,95	25,32M
GOAU4	GERDAU MET PN	3,87	+1,84	+133,13	8,93M
VALE3	VALE ON	16,56	+1,78	+27,09	2,30M
USIM5	USIMINAS PNA	3,64	+1,39	+134,84	5,22M
GGBR4	GERDAU PN	8,77	+1,39	+89,19	6,57M

As ações da Vale (VALE3, R$ 16,57, +1,84%; VALE5, R$ 14,15, +2,39%) e siderúrgicas têm pregão de correção após forte queda na véspera. Analistas da Upside Investor comentaram ontem, durante o programa Comprar ou Vender, que a derrocada poderia abrir uma janela de oportunidade para o investidor colocar esses papéis e os da Vale em carteira (confira a análise completa clicando aqui). Em relatório matinal desta quarta-feira, Pedro Galdi, da Upside Investor reforçou sua visão: "pacote de infraestrutura é benefíco para a Gerdau e queda do preço da ação ontem foi exagerada".
As maiores baixas dentre as ações que compõem o Ibovespa são:

Cód.	Ativo	Cot R$	% Dia
KROT3	KROTON ON	14,57	-1,89
ESTC3	ESTACIO PARTON	17,82	-1,76
RUMO3	RUMO LOG ON	6,57	-1,50
MULT3	MULTIPLAN ON N2	60,48	-1,32
LAME4	LOJAS AMERICPN	18,84	-1,31

A maior queda da sessão fica, por outro lado, com as ações de empresas do setor educacional. Estácio (ESTC3, R$ 17,83, -1,71%) e Kroton (KROT3, R$ 14,60, -1,68%) caem forte. 
Estoques de petróleoDepois do relatório da AIE (Agência Internacional de Energia) na terça, que reduziu previsões de demanda global por petróleo em 2016 e 2017 por conta de uma demanda "cambaleante" da Ásia, o relatório da variação nos estoques de petróleo em Cushing, Oklahoma (EUA) será bem observado pelos investidores. A expectativa mediana dos economistas consultados pela pesquisa Bloomberg é de queda de 2,77 milhões no número de barris, ante o recuo de 14,5 milhões de barris registrados na semana passada. 
Produção industrial da zona do euroA produção industrial da zona do euro diminuiu 1,1% em julho ante junho, considerando-se ajustes sazonais, segundo dados publicados hoje pela agência de estatísticas da União Europeia, a Eurostat. Na comparação anual, a produção do bloco recuou 0,5% em julho. Analistas consultados pelo The Wall Street Journal previam queda mensal um pouco menor em julho, de 1%, e redução anual maior, de 0,8%. Os dados de produção de junho foram revisados, para ganho de 0,8% em relação a maio e acréscimo anual de 0,7%. 
"Centrão" se articula com PTEnfraquecido pela queda de seu principal líder e fundador, o deputado Eduardo Cunha (PMDB-RJ) -- cassado pelo plenário na última segunda-feira --, e pela derrota na presidência da Câmara para Rodrigo Maia (DEM-RJ), o "centrão" articula uma aproximação com a atual oposição para recuperar maior relevância na casa. O grupo composto por 13 partidos, liderados por PP, PSD e PTB costura um acordo com PT, PDT e PCdoB com o objetivo de voltar à presidência da Câmara em fevereiro de 2017. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.
A estratégia do bloco, que busca fazer frente à antiga oposição liderada pelo PSDB, pode trazer prejuízos ao governo Michel Temer. Conta a reportagem que, em troca do apoio, o "centrão" teria que acenar com discurso que poderá estar do lado da oposição na defesa de mudanças em pautas econômicas importantes, como o teto de gastos públicos e a reforma da Previdência. As expectativas são de que as articulações se intensifiquem após eleições municipais.
Coletiva da PFO grande destaque da agenda desta sessão ficou para a coletiva convocada pelo MPF (Ministério Público Federal) hoje às 15h. De acordo com a Folha de S. Paulo, ao menos uma denúncia contra Lula pode ser anunciada na ocasião. 
Destaque ainda para o depoimento do ex-presidente da empreiteira OAS, José Adelmário Pinheiro Filho, conhecido como Léo Pinheiro, investigado na Operação Lava Jato. Ele disse que está disposto falar “tudo o que sabe”. Pinheiro voltou a prestar depoimento ao juiz federal Sérgio Moro, da 13ª Vara Federal de Curitiba. Na primeira vez, ele permaneceu em silêncio diante de Moro. No depoimento, Pinheiro confirmou que participou de uma reunião com o ex-senador Gim Argello para discutir como barrar as investigações da Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) da Petrobras, encerrada em 2009. Na época, a comissão apurava suspeitas de desvios de recursos na estatal e buscava a convocação de empreiteiros ligados à estatal.
Meirelles se reuniu com governadoresAlém disso, destaque para a questão fiscal. Governadores de pelo menos 14 estados do Norte, do Nordeste e do Centro-Oeste ameaçaram decretar situação de calamidade financeira, caso o governo federal não conceda a ajuda de R$ 7 bilhões para repor as perdas com os repasses federais. Por cerca de duas horas e meia, eles se reuniram ontem com o ministro da Fazenda, Henrique Meirelles, e pressionaram pela concessão de um auxílio para compensar a queda de receitas.
Cenário externoApós dois dias de forte queda que eliminaram cerca de US$ 2 trilhões de valor das ações globais na última semana, as bolsas mundiais têm uma sessão de alívio nesta quarta-feira. Contudo, os mercados seguem de olho na atuação dos Bancos Centrais, com destaque para a reunião do Fomc (Federal Open Market Committee) na semana que vem. O discurso dos presidentes regionais do Fed ganharam destaque nos últimos dias, com atenção especial à fala de Lael Brainard, que reduziu as expectativas por alta de juros na próxima reunião. Enquanto isso, o petróleo se recupera da forte queda da véspera, de olho também nos dados de estoque de petróleo.

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Cemig supera mil clientes de micro e minigeração

A Cemig (MG) atingiu em agosto deste ano, o número de 1.074 clientes micro e minigeradores de energia elétrica, consolidando-se como a distribuidora com mais ligações dessa categoria, representando uma potência instalada de 7,7 MWp.  A Agência Nacional de Energia Elétrica permite, desde 2012, que os consumidores tenham sistemas para produzir qualquer tipo de energia renovável em suas residências e obter descontos na conta de energia.
Os módulos fotovoltaicos devem ser adquiridos pelos clientes, e o projeto deve ser assinado por um engenheiro responsável, que envia a documentação para as concessionárias. De acordo com especialistas, o prazo de garantia de um sistema fotovoltaico fica na média de 25 anos, mas para alguns equipamentos pode chegar a 30 anos.  Para efetivar a ligação, é necessário que o consumidor solicite à Cemig conexão com a rede de distribuição.
De acordo com Márcio Eli Moreira de Souza, engenheiro de tecnologia e normalização da Efficientia, empresa da Cemig especializada em soluções energéticas, Minas Gerais conta com fatores altamente favoráveis para a instalação dessas mini e micro usinas. Segundo ele, isso possibilita um retorno do investimento mais rápido, graças aos excelentes níveis de radiação na maior parte do estado e à tarifa de energia atrativa para os investidores de geração distribuída, que contam ainda com a isenção do ICMS pelo Governo Estadual.

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Odilon Camargo, da Camargo-Schubert: À caça de bons ventos

O jovem Odilon Camargo ainda cursava engenharia aeronáutica no Instituto Tecnológico de Aeronáutica - e jura de pés juntos que também era o autor de gols de bicicleta em partidas de futebol nesse período - quando em 1976 começou a atuar no segmento de energia eólica como estagiário no Instituto de Atividades Espaciais (IAE). Desde então, não deixou mais esse segmento que recentemente comemorou os 10 GW de capacidade instalada, volume acumulado em sete anos de efetiva participação na matriz elétrica nacional.

Camargo foi um dos pioneiros no mapeamento dos ventos brasileiros que resultou, ainda em 2001 no primeiro Atlas Eólico Brasileiro, que segundo ele, tem um viés conservador e que mesmo assim apontou para a existência de um potencial de geração de 143 GW somente por meio da força dos ventos. Esse volume equivale a 10 usinas de Itaipu ou a quase a totalidade do que o país possui em capacidade instalada no acumulado de um século de setor elétrico.

Segundo ele, os problemas do setor são conjunturais e possuem solução, basta o governo não quebrar a confiabilidade nas regras que os investidores sempre aparecerão. Isso porque há vento para todos no Brasil e cada vez mais teremos novas áreas e fronteiras a serem descobertas, como ocorreu recentemente com o Piauí. Nesse sentido dos novos caminhos ele aponta o litoral do Sudeste e estados do interior do país como Goiás, bem como os mais ao norte como Roraima e Amapá. Confira a seguir os principais trechos da entrevista do executivo da Camargo-Schubert e Nabrawind (empresa sediada em Navarra, na Espanha) à Agência CanalEnergia e que foi homenageado no Brazil Windpower 2016 com o título de Embaixador do Vento ao lado de seus companheiros de ITA, Bento Koike, da Tecsis, e Mário Araripe, da Casa dos Ventos.

Agência CanalEnergia: Por que os ventos brasileiros são apontados como alguns dos melhores do mundo?

Odilon Camargo: Passados 40 anos desde que comecei a atuar nesse mercado no projeto aerodinâmico de aerogeradores e depois de correr atrás de locais para a instalação de parques eólicos enquanto não havia projetos no país ao inventariar os locais mais apropriados, vemos que o Nordeste é um local ótimo para essa fonte. Isso porque há centros de alta pressão estacionários entre o litoral nordestino e a África que influenciam diretamente os ventos alísios. Essa mesma característica poderia ser vista em seu equivalente no hemisfério Norte que abrange o México e a Flórida, mas ali há baixa pressão e acaba levando à ocorrência de furacões. Na mesma faixa mas no hemisfério sul temos a Indonesia e norte da Austrália, mas ali há tufões. Aqui, os ventos são comportados e intensos, assim como na Etiópia que vem passando pelo crescimento no uso de seus aproveitamentos eólicos.

Agência CanalEnergia: A fonte eólica alcançou a meta não oficial de 10 GW na primeira década em sete anos. A que se deve atribuir essa expansão acelerada no Brasil, somente aos ventos?

Odilon Camargo: Quando a gente observa a expansão da eólica no mundo, principalmente na Europa, o crescimento teve uma base muito forte em subsídios e incentivos para a indústria. A crise de 2008 foi boa para o setor porque a indústria teve que sair da zona de conforto e competir globalmente e para isso teve que baixar o preço e o custo de geração. Em qualquer lugar do mundo, especialmente em países em desenvolvimento a energia tem peso essencial para o crescimento econômico. E essa indústria encontrou mercado justamente na América Latina, África e Ásia. O Brasil entrou no mapa mundial do setor eólico no momento certo e os leilões consolidaram a fonte cujo modelo está sendo aplicado até mesmo pela Alemanha, o que me deixou entusiasmado. Antes a tarifa estava na casa de 90 euros, agora o preço teto por lá será de 70 euros. Isso mostra que a competição no mundo passará a ser por custo de geração. Isso traz benefícios para o setor como um todo já que os fabricantes terão que apresentar produtos novos para ser mais eficientes.

Agência CanalEnergia: Nesse sentido, quais novas tecnologias devem surgir no mundo?

Odilon Camargo: A questão é que para aumentar a capacidade de um equipamento deve-se aumentar as pás e o rotor. Só que isso traz um problema que é a logística em função das estradas. E não é somente no Brasil, e sim em todo o mundo, os parques estão localizados em regiões mais acidentadas e de difícil acesso. Começou então o movimento de dividir as pás. A Wobben Enercon já tem uma em proporções de 20% e 80%. Há outras formas de divisão como ao meio que traz benefícios no transporte. Hoje há pás na Dinamarca de 88 metros de comprimento. Outro caminho da energia eólica são as torres mais altas e de aço. Hoje as torres de concreto são até oito vezes mais pesadas que as de aço. Outra vantagem é o tempo que leva para ser construída, e ainda, com o advento do aumento dos rotores a torre acaba se elevando a mais de 120 metros. Para montá-la é necessário um guindaste especial, uma máquina rara e de 90 toneladas de peso. Isso, obviamente, traz importantes custos logísticos. Uma torre modular é a resposta para reduzir esses custos e inclusive podendo ser transportada até mesmo por caminhões comuns. Você não dispensa o uso de guindastes, mas usa os mais comuns e depois no processo de construção pode sobrepor módulos podendo aumentar a 150 metros, 200 metros... nesse modo para erguer uma torre o céu é o limite.

E ainda, há diversas ideias mirabolantes para a geração de energia eólica no mundo, mas não foge à necessidade de captação de vento por meio de pás, quanto maior a área de alcance das pás mais energia cinética é gerada pelo vento e transformada em energia elétrica. Portanto, a forma de avanço sempre se dará pela elevação das dimensões dos aerogeradores. Hoje temos máquinas de 2 MW e com 115 metros de altura com produtividade sensacional, mesmo com pouco vento. Se aumentar em 10% a 20% a dimensão da pá tem quase a mesma proporção de elevação do fator de capacidade sem o aumento significativo do capex, o que reduz o custo de geração. No geral, o horizonte que se descortina é de baixar o custo de geração em até 25%.

Agência CanalEnergia: No Brasil a energia eólica tem se concentrado no Sul do país e no Nordeste, principalmente. Há novas regiões para aproveitamento eólicos que podemos ver fora dessas áreas?

Odilon Camargo: Aqui no Brasil a tendência também é de aumentar a torre e o rotor. Com o avanço dos equipamentos, há uma boa perspectiva de que teremos energia eólica competitiva no litoral norte do Rio de Janeiro seguindo para o Espírito Santo, onde já mapeamos áreas que se mostram atraentes para novos projetos. Ali temos vantagens como capacidade de escoamento, proximidade de carga, de logística. Além dessas regiões há possibilidade de novos projetos no Rio Grande do Sul, Paraná e Santa Catarina. Essas localidades podem se beneficiar do surgimento de máquinas mais produtivas que podem se utilizar de ventos menos intensos.

Em termos de novas fronteiras um estado que é promissor em termos de expansão eólica é Roraima. E essa região pode se beneficiar bastante uma vez que vive ciclos de crise, pois tem seu abastecimento vindo da usina venezuelana de Guri cujo reservatório vem secando, o que afeta o atendimento da demanda naquele local. E não é somente esse, vemos ainda o Amapá, o interior do Mato Grosso do Sul e Goiás como possíveis novas fronteiras do setor. Mas é preciso ressaltar que no Nordeste, como um todo, ainda possui muitas áreas a serem exploradas e que ainda não aparecem no mapa da geração eólica nacional. Algumas destas são maravilhosas em termos de expansão. Foram descobertas há 3 ou 4 anos e ainda tenho comigo que há muitas outras a serem descobertas.

CanalEnergia: O nosso potencial estimado é de 500 GW, acredita que com o avanço dos dados de medições esse numero tende a aumentar?

Odilon Camargo: Em 2001 fizemos o atlas eólico nacional de forma bem conservadora e apontamos para 143 GW, pouco mais de 10 Itaipus. Recentemente conseguimos alcançar 10 GW de potência instalada e 19 GW contratados, ou seja, pouco mais de 10% desse volume conservador. Olhando para o futuro, vemos o desenvolvimento tecnológico abrindo novas fronteiras. Há vento para todo mundo e na eólica o limite de potencial é o nosso consumo, pois com as novas máquinas se passa a aproveitar ventos 7,5 a 8 metros por segundo e se pensarmos que podemos utilizar ventos a partir de 6 metros por segundo, então, isso amplia o potencial, e ainda nessa conta devemos colocar a elevação da altura das torres em comparação com o que tivemos na elaboração do atlas de 143 GW. Cada vez mais os aerogeradores conseguem produzir com ventos menos intensos e isso com economicidade e competitividade. 

Agência CanalEnergia: Nas discussões do Brazil Windpower deste ano observamos que a transmissão é um gargalo importante para o setor. Há alguma forma de destravar essa questão?

Odilon Camargo: Essa questão apresenta duas vertentes principais. A primeira é que ainda há limitações decorrentes do mal atendimento por linhas de transmissão, principalmente no Nordeste onde temos algo entre 6 GW e 7 GW de eólicas que se somam às UHEs do São Francisco e levam a um potencial total de 10 GW, um volume que indica a necessidade de termos mais linhas para o escoamento desse potencial para outras regiões. Outra questão é a ambiental que para os parques a licença é muito mais rápida, já para as linhas os problemas são fundiários e ambientais. Mesmo com a declaração de utilidade pública por parte da Aneel, encontrar todos os proprietários das terras é complicado.

Além disso, é bom lembrar que o problema da transmissão no setor eólico deve-se a uma virtude dessa fonte, a rapidez com que fica pronta. Mas isso não é exclusividade do Brasil, há a mesma dificuldade de escoamento até mesmo na China, Estados Unidos e Índia por sua extensão territorial. Aliás, no Texas, que concentra de 80% a 90% da expansão eólica nos Estados Unidos, o governo local desenvolveu projeto de linhas para se adiantar à demanda. Ao passo que os parques vão ficando prontos já encontram a conexão disponível. E se quando esse circuito estiver saturado já há as torres para que seja colocado o segundo circuito. Aqui no Brasil o planejamento da EPE que interconecta o Nordeste com o Sudeste é positivo, pois a carga está nesse maior submercado o que dará vazão à produção eólica. O que eu tenho ouvido é que em 2019 a questão da conexão estará bem equacionada e que teremos linhas para todo mundo, uma noticia muito importante para o setor elétrico do país. 

Agência CanalEnergia: O maior problema não é técnico então, é de financiamento, como vimos na edição deste ano do Brazil Windpower?

Odilon Camargo:Todas as questões técnicas têm solução. É uma questão de tempo e recursos disponíveis e essa última questão, do financiamento, é conjuntural. O momento é preocupante já que grande parte dos financiamentos e empréstimo ponte tem o BNDES como apoiador e de repente vem e fala que deve reduzir essa participação, inclusive, retroativamente, olhando até mesmo para aqueles contratos já assinados. Isso é uma questão muito grave porque afeta diretamente a confiabilidade que é necessária para que os investidores tirem o dinheiro do bolso e apliquem em projetos. Essa sinalização do banco traz uma total falta de confiabilidade aos investidores que vão querer aumento do retorno sobre o investimento e isso afeta as tarifas, pois com o aumento do risco o custo sobe e isso, quem paga, somos nós consumidores. Mas essa situação é conjuntural, sempre há um fim do mundo chegando e o da vez é a questão do financiamento.

 

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Distribuidora de energia terá de oferecer opção de tarifa menor fora do horário de pico

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira regras para a aplicação da chamada "tarifa branca", que prevê a cobrança de preços diferenciados pela energia elétrica dependendo do horário do consumo, estabelecendo a data de 1º de janeiro de 2018 para que as distribuidoras comecem a oferecer essa opção aos clientes de baixa tensão, como as residências. O princípio dessa nova tarifa, cuja adesão será opcional, é o de cobrar menos para a energia consumida fora dos chamados horários de pico, como o fim de tarde e início da noite dos dias de semana, quando a demanda diária por eletricidade atinge seus maiores níveis.

"A tarifa branca é mais um instrumento que foi colocado à disposição do consumidor para gerir o seu consumo. Ele pode migrar para a tarifa branca e pode voltar para a tarifa convencional quando quiser", disse o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino. Rufino explicou porém que, nas três horas do horário de pico, que varia de distribuidora para distribuidora (por exemplo, entre 19h e 21h), a cobrança para quem aderir à tarifa branca será até mais cara do que o preço convencional pago hoje em dia.

Uma hora antes e uma depois desse intervalo, cobra-se a chamada tarifa intermediária, um pouco acima da convencional, e nas demais horas do dia, fora do pico, a tarifa é inferior ao que é cobrado convencionalmente hoje em dia. "Portanto, 19 horas por dia a tarifa é mais barata do que a atual", completou o diretor da Aneel. "O consumidor pode gerenciar sua carga. Se, por exemplo, usar a máquina de lavar roupa, o ferro elétrico ou o chuveiro elétrico fora do horário de pico, ele vai baratear a conta", disse Rufino, salientando que a medida também reduz os custos do sistema por diluir o consumo no horário de pico.

A opção estará disponível automaticamente para novos clientes das distribuidoras a partir de primeiro de janeiro de 2018. Para os clientes existentes, haverá uma escala dependendo do volume de consumo. Para os clientes que tenham consumo médio acima de 500 kWh por mês, a oferta da tarifa branca será imediata a partir de 1o de janeiro de 2018. Para quem tem consumo entre 250 e 500 kWh, a tarifa branca tem de estar disponível a partir de janeiro de 2019 e, para quem tem consumo abaixo de 250 kWh mensais, a partir de janeiro de 2020.



CONCESSÕES PRORROGADAS

Na reunião desta terça-feira, a diretoria da Aneel abriu audiência pública para debater suas propostas para o cálculo de tarifas das distribuidoras de energia que tiveram seus contratos de concessão prorrogados. Segundo Rufino, uma das mudanças propostas prevê a incorporação, nos reajustes anuais, de receitas adicionais obtidas pelas distribuidoras, como com o compartilhamento de postes, por exemplo. Pelos critérios atuais, essas receitas só seriam capturadas --e revertidas em descontos na tarifa-- nos processos de revisão tarifária periódica, que ocorrem, em média, a cada quatro anos.


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Economia com tarifa branca ficará entre 10% e 20%

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, Romeu Rufino, explicou em conversa com jornalistas que as distribuidoras poderão antecipar o cronograma de adesão dos consumidores à tarifa branca, caso estejam preparadas para implantar a modalidade tarifária antes de janeiro de 2018. Regulamentada em 2011 pela Aneel, a tarifa branca vai possibilitar redução entre 10% e 20% no custo da energia, de acordo com a distribuidora.
No caso da Cemig, a economia será de 17%, considerando as três horas do horário de pico e duas horas do chamado horário intermediário entre a ponta e o convencional. Para os consumidores de Brasília atendidos pela CEB D, ficará em 12% em média.

A tarifa permite o desconto na tarifa de energia fora do horário de ponta, a partir de 1º de janeiro de 2018 para os consumidores com média anual de consumo superior a 500 kWh por mês; até janeiro de 2019 para aqueles com média anual superior a 250 kWh por mês e até janeiro de 2020 para as demais unidades consumidoras. A adesão é voluntária. Até agora, o Inmetro aprovou um modelo de medidor eletrônico, e a expectativa é de que outros sete estejam certificados em 12 meses.

O sistema prevê a cobrança de valores diferenciados de acordo com o horário do dia, para incentivar o consumo fora do horário de ponta. Ela é aplicada a unidades consumidoras do chamado grupo B, que inclui segmentos como comércio e residências, mas não é permitida a consumidores residenciais de baixa renda e ao subgrupo Iluminação Pública.

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Ceará dá aval para complexo solar de R$ 800 milhões

Um dos maiores projetos de energia solar do Ceará foi aprovado na tarde da última quinta-feira, 1º de setembro, em reunião ordinária do Conselho Estadual do Meio Ambiente, ocorrida na sede da Superintendência Estadual do Meio Ambiente do Ceará. Avaliado em R$ 800 milhões, o Complexo Fotovoltaico Apodi, que será instalado no município de Quixeré, foi deliberado por unanimidade pelo colegiado.

A usina solar será instalada entre as comunidades de Bonsucesso, Boa Esperança, Baixa do Félix e Lajedo do Mel de Quixeré, apresentando grande estrutura metálica, com sete usinas fotovoltaicas, total de 825.300 módulos fotovoltaicos de 320 Wp de potência, em área de 825 hectares. A energia elétrica produzida no Complexo Fotovoltaico será escoada através de uma linha de transmissão aérea, em 230 Kv e com apenas 215 metros de extensão, a partir da Subestação Elevadora Apodi até a conexão com a SE Quixeré. De acordo com o técnico da empresa responsável pelos estudos ambientais do projeto, José Orlando, dessas sete usinas, quatro delas já foram comercializadas em leilão de energia e as outras ficarão para o próximo leilão. O consultor também explicou os aspectos metodológicos, físicos e bióticos do Rima do complexo.

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Agentes estão otimistas com postura do governo sobre o mercado livre

Agentes ouvidos pela Agência CanalEnergia demonstram otimismo com a decisão do governo em colocar em debate, junto à sociedade, os desafios para a expansão do mercado livre de energia elétrica. A decisão foi tomada na última quinta-feira, 1º de setembro, durante reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. Entre as questões a serem discutidas, estão o esclarecimento dos consumidores sobre o funcionamento do mercado livre, benefícios e riscos envolvidos, e como o crescimento do mercado pode contribuir com a redução de subsídios setoriais.

Para Reginaldo Medeiros, presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, o governo tomou uma grande decisão em favor do consumidor brasileiro de energia elétrica. “A liberdade de escolha do fornecedor de energia favorece o aumento da concorrência e da eficiência setorial, reduzindo os custos. Deve, portanto, aliviar o bolso do cidadão”, disse. Segundo a Abraceel, desde 2003 os consumidores livres registraram uma economia média de 18% com energia.

O mercado livre é o modelo de contratação de energia onde o consumidor compra diretamente do fornecedor; diferente do mercado cativo, onde a energia é entregue pela distribuidora por uma tarifa estabelecida reguladoramente. Atualmente, o mercado livre responde por 27% do consumo nacional de energia elétrica do país. Devido seu potencial de redução de custos, é tradicionalmente utilizado por grandes consumidores. Esse perfil, porém, vem mudando nos últimos anos e o mercado livre passou a atrair consumidores de menor carga.

A ampliação do mercado livre, porém, esbarra no modelo de expansão do setor elétrico. Hoje a contratação de energia é feita pelo governo por meio de leilões e contratos de longo prazo lastreados pelas distribuidoras. Como a receita é garantida, os produtores de energia se sentem seguros para tomar empréstimos e em investir em projetos de geração. Porém, no mercado livre, não é possível fazer contratos de 20 anos ou 30 anos. Isso dificulta a expansão da oferta de energia nesse ambiente, consequentemente inibindo o governo a incentivar essa ampliação.

Há ainda outros desafios, mas para Reinaldo Ribas, gerente de Gestão de Clientes do Grupo Delta Energia, todos superáveis. Em sua avaliação, o maior desafio já foi vencido, que foi mudar a visão do governo em relação às oportunidades do mercado livre. Ele relatou que a liberdade de escolha do fornecedor de energia é algo já praticado em muitos países desenvolvidos. "Estamos trilhando o caminho de muitos países evoluídos”, disse Ribas.

Pedro Machado, sócio-diretor da consultoria GV Energy, disse que é importante esclarecer a população sobre as vantagens do mercado livre, mas também faz necessário alertá-los sobre os riscos desse modelo. "Qualquer aumento de mercado é bem-vista, principalmente em um momento em que o mercado cativo e as distribuidoras não conseguem ser a única mola de propulsão para trazer novos investimentos." Embora ele não acredite em mudanças no curto prazo, Machado reconheceu que ampliar o debate já é um primeiro passo importante na direção de abrir o mercado livre para todos os consumidores brasileiros.

 

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Governo vai debater ampliação do mercado livre de energia

O governo abriu um debate para avaliar a viabilidade de migração maciça dos consumidores de energia elétrica no país para o mercado livre, conforme O GLOBO antecipou no mês passado. Os integrantes do Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico (CMSE) deverão avaliar propostas nesse sentido nos próximos dez dias e, depois disso, apresentarão uma consulta pública à sociedade sobre o tema.


O mercado livre de energia é aquele no qual o consumidor escolhe de quem compra e pode negociar o preço e a duração do contrato.

Atualmente, apenas consumidores de grande porte — com contratos de 500 quilowatts (kW) a 3 mil kW, uma fatura de R$ 60 mil a R$ 300 mil mensais—, como indústrias e shopping centers, podem optar pelo seu fornecedor de energia elétrica e por contratos que assegurem preços no longo prazo.

Os demais consumidores, inclusive residenciais, são obrigados a contratar da única distribuidora que tenha a concessão de sua região e a pagar a tarifa definida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O ministério vê com bons olhos a expansão do mercado livre, mas há dúvidas técnicas quanto às suas implicações para o sistema elétrico se isso ocorrer de forma maciça, uma vez que isso poderia comprometer o modelo de expansão das unidades geradoras e colocar em xeque a situação financeira das distribuidoras. Por isso, a decisão de ouvir a sociedade, inclusive os lobbies favoráveis e contra a tese.
DESAFIO DO AVANÇO

Nesta quinta-feira, durante reunião do CMSE em Brasília, integrantes do ministério apresentaram ao grupo, que reúne também agência reguladora e demais entidades do setor, questões preliminares para a expansão do mercado livre, “de maneira a gerar os almejados benefícios para o setor elétrico e, principalmente, para a sociedade brasileira, como um veículo de empoderamento dos consumidores e de estímulo à eficiência e à inovação”.

Como desafios para o avanço do mercado livre, o MME apontou, segundo nota oficial a respeito dos temas tratados na reunião do CMSE, o modo como esclarecer o consumidor sobre o funcionamento do mercado livre, seus benefícios e os riscos envolvidos; e como promover um crescimento do mercado livre que contribua com a redução de subsídios. A consulta pública vai envolver também o aperfeiçoamento da governança dos modelos computacionais do setor.

A reunião também tornou oficial a nova previsão do governo para expansão do consumo de energia elétrica de 2016 a 2020, em 4% ao ano. A avaliação foi feita a partir dos resultados dos últimos dois anos. Não há nenhuma previsão de déficit de energia no país neste ano.



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COP 21: fonte eólica será importante no cumprimento das metas do setor elétrico

A fonte eólica deve auxiliar os países a cumprirem as metas estipuladas na COP 21, em Paris. Em debate realizado nesta quarta-feira, 31 de agosto, na sétima edição do Brazil Windpower, que está sendo realizado no Rio de Janeiro, o secretário-geral do Global Wind Energy Council, Steve Sawyer, mostrou que a fonte teve um crescimento inesperado de 22% em 2015, principalmente puxado por resultados de países como China, Estados Unidos e Alemanha. De acordo com ele, houve uma proliferação de mercados na América Latina, Ásia e África e hoje mais de 26 mercados no mundo já tem mais de 1.000 MW e oito tem mais de 10.000 MW.

A fonte eólica foi responsável por aproximadamente 4% do suprimento em 2015 e deve chegar a 8% em 2020, sendo que em 2030 esse percentual deve chegar a até 20%. Em 2050, a fonte deve ser um terço do suprimento, caso os desafios do clima sejam domados. Segundo Sawyer, o avanço tecnológico registrado no setor eólico veio por meio das eólicas offshore, que estão com o seu preço em tendência de queda. Os custos das eólicas vem caindo e ela já é a fonte mais barata para adicionar capacidade em mercados em crescimento, como os da África e América Latina, assim como em algumas regiões dos Estados Unidos e Canadá.

No Brasil, a expectativa é que o cumprimento da meta seja alcançado, embora de acordo com o diretor da Empresa de Pesquisa Energética, Amílcar Guerreiro, as mudanças climáticas podem se transformar em um desafio. Nos últimos anos, houve um grande despacho térmico ocasionado por sucessivas hidrologias ruins. Ainda segundo Guerreiro, o desafio brasileiro também é diferenciado, uma vez que ele não vai ter que aumentar de modo expressivo a inserção de fontes renováveis na nossa matriz energética e sim, mantê-las nas contratações. Ele conta que a temática preço-acesso à energia ainda está presente. "Energia e acessibilidade é o dilema. Temos que fazer a energia chegar a todos e a um custo em que ela possa ser absorvida", explica.

Élbia Gannoum, presidente-executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica, também acredita que o país vai cumprir as metas da COP 21. Segundo ela, mesmo que se cometam erros, a abundância de fontes renováveis faz com que qualquer revés seja mitigado. Ela conta que muitos países que buscaram o investimento em renováveis o fizeram por perseguir a independência energética em relação a fontes fósseis, enquanto no Brasil, as renováveis eram o recurso que havia naturalmente disponível. A presidente da ABEEólica também relacionou o êxito da fonte eólica a competência dos seus agentes, que souberam desenvolvê-la de modo que ela se tornasse uma das mais baratas.

A relação entre o preço e o tipo de fonte, que expandiu as usinas de carvão mineral, não é mais um empecilho para a adoção de renováveis como a eólica no mundo. Segundo Sawyer, do GWEC, em países como o Brasil, a África do Sul, os Estados Unidos e a China isso já não acontece. Ainda segundo ele, a construção de uma usina a carvão hoje pode significar que ela seja desativada até 2050, uma vez que o setor de energia deverá ter emissão zero nesse ano. "O carvão já não é tão mais barato no mundo", avisa.

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