Preço da energia no mercado spot sobe 41% em todo Brasil

O preço da energia no mercado spot, ou Preço de Liquidação das Diferenças, subiu 41% nos quatro submercados do país, quando comparado ao preço praticado na semana passada. Válido para o período entre 29 de outubro e 4 de novembro, o preço fica equalizado uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não são atingidos. Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), as afluências abaixo da média contribuíram para o aumento do PLD.

As afluências verificadas em outubro ficaram em 81% da Média de Longo Termo (MLT), fechando abaixo da média em todos os submercados: Sudeste (82%), Sul (95%), Nordeste (38%) e Norte (53%). Em novembro, as ENAs também são esperadas em 81% da MLT para o sistema. Outro fator que impacta a subida no preço é a revisão da carga da ANDE, que ficou em média cerca de 280 MW médios mais alta que a estimativa do mês anterior, índice que, em alguns meses do ano, alcançou 550 MW médios.
 

A carga prevista para o sistema na primeira semana de novembro está aproximadamente 500 MW médios mais baixa frente a previsão anterior com redução prevista sobretudo no Sudeste (-600 MWmédios).
 

Já os níveis dos reservatórios do SIN estão aproximadamente 1.150 MW médios acima da última previsão semanal com elevação observada em todos os submercados com exceção do Nordeste (-150 MWmédios). As elevações foram de 810 MW médios no Sudeste, 120 MW médios no Sul e 380 MW médios no Norte.

O fator de ajuste do MRE para outubro foi estimado em 85,6% e a previsão para novembro é de 92,1%. Os Encargos de Serviços do Sistema são esperados em R$ 203 milhões em outubro, sendo R$ 167 milhões referentes à segurança energética. Já para o próximo mês, o ESS previsto é de R$ 149 milhões com o montante de R$ 147 milhões associado à segurança energética.

 

PLD
Sudeste/ Centro-Oeste: R$ 235,97/ MWh (Pesada), R$ 235,97/MWh (Média) e R$ 229,16/MWh (leve)

Sul: R$ 235,97/ MWh (Pesada), R$ 235,97/MWh (Média) e R$ 229,16/MWh (leve)

Norte: R$ 235,97/ MWh (Pesada), R$ 235,97/MWh (Média) e R$ 229,16/MWh (leve)

Nordeste: R$ 235,97/ MWh (Pesada), R$ 235,97/MWh (Média) e R$ 229,16/MWh (leve)

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Chuvas em hidrelétricas devem ficar próximas da média em 2016/17, diz Climatempo

O período de chuvas do Brasil, de novembro a abril, não deverá registrar volumes abundantes, mas as afluências na região das hidrelétricas, importantes para garantir a oferta de energia, deverão ser melhores que nas últimas duas temporadas, afirmou à Reuters nesta terça-feira um especialista da empresa de meteorologia Climatempo. As expectativas da Climatempo são mais otimistas que as da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que na semana passada avaliou que as precipitações em 2016/17 deverão ficar abaixo da média histórica. Na visão da empresa, as chuvas deverão ficar abaixo da média nos últimos meses neste ano, mas com uma boa melhoria em 2017, à exceção da região Nordeste, que deverá continuar com a forte seca atualmente registrada.

"Vai ser uma situação tranquila se pensarmos no Sistema Interligado Nacional (SIN) como um todo... não vai ser um período úmido que vai criar grandes reservas, mas também não é tão ruim como foi em 2013/14, em 2014/15. Continua essa ascensão que começou ano passado, este ano ainda um pouco melhor", disse à Reuters o meteorologista Alexandre Nascimento. No Sudeste, onde estão os maiores reservatórios, as chuvas devem ficar entre 90 e 85 por cento da média histórica até o final deste ano, mas com uma melhoria em 2017. "Em janeiro a chuva deve ser próxima ao normal, e chover normal em janeiro é bastante chuva... estamos falando da ideia de um veranico (breve seca) em fevereiro, mas depois retoma em março, até compensando a não chuva de fevereiro", afirmou.

No Norte, as afluências devem voltar ao nível tradicional, que chega a encher a represa da hidrelétrica de Tucuruí, enquanto as chuvas no Sul deverão ser normais após um novembro irregular. A Climatempo trabalha com perspectiva de um fenômeno climático La Niña fraco e rápido, que teria como efeito um atraso nas chuvas, compensado posteriormente por um período de boas precipitações mais longo. Chuvas entre o final deste ano e início do próximo, de maneira geral, beneficiam as lavouras de grãos do centro-sul do Brasil, que estão em fase de plantio e desenvolvimento. No caso do café, também tendem a favorecer a próxima safra, a ser colhida em 2017.



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EPE quer estudo para medir impacto da inserção das renováveis

A Empresa de Pesquisa Energética quer preparar um estudo para medir o impacto da penetração das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira. O estudo que começaria a ser feito em 2017 vai responder quanto desse tipo de energia está no sistema hoje e qual seria o investimento necessário para acomodar maiores percentuais de energias renováveis. A intenção do estudo não é de agir como fator limitador de inserção das renováveis. "É um estudo para preparar a avenida para facilitação das renováveis", explicou o presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, que participou nesta quarta-feira, 26 de outubro, de painel na Rio Oil & Gas, que está sendo realizada no Rio de Janeiro (RJ).
Segundo Barroso, uma das conclusões do estudo pode ser a necessidade de mais recursos flexíveis, como usinas termelétricas. A geração de energia por UTEs entrou em evidência após serem acionadas devido o difícil regime hidrológico dos últimos anos, em especial no Nordeste. Porém ela enfrenta dificuldades na viabilização em leilões, dentre outros motivos por entraves no suprimento e nas condições de financiamento do projeto. Esse estudo é um desejo da EPE e já havia sido solicitado há dois anos pelo Banco Mundial através do projeto Meta. Confiante no "Gás para crescer", consulta para diretrizes de gás natural que está sendo feita pelo Ministério de Minas e Energia, ele acredita que haverá uma consolidação de visão estratégica do governo sobre o insumo, discutindo com o mercado se conceitos e prazos estão adequados. Ele está abrindo discussões com os governos estaduais. "A palavra chave é conversar", observa.
Algumas das últimas termelétricas viabilizadas em leilões A-5 estão enfrentando dificuldades na sua implantação. A Bolognesi comercializou em 2014 as UTEs Rio Grande (RS - 1.200 MW) e Novo Tempo (PE - 1.200 MW), movidas a Gás GNL. A empresa tenta postergar o início da operação dos projetos. A Agência Nacional de Energia Elétrica já pediu explicações sobre o atraso das obras das usinas e o operador Nacional do Sistema Elétrico já retirou as usinas do planejamento da operação. Barroso quer aperfeiçoar os processos de habilitação nos certames e o monitoramento das obras, de modo que caso haja algum problema na implantação dos projetos, como está acontecendo com a Bolognesi, ele seja rapidamente identificado.
O presidente da EPE ressalta que não há risco na inserção das fontes renováveis, mas que elas estão localizadas em lugares de difícil escoamento da energia produzida. O estudo serviria para dimensionar de modo adequado os investimentos necessários para essa inserção. Recentemente, nota técnica excluiu os projetos eólicos e solares da Bahia, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul do leilão de reserva por falta da margem de escoamento.

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Potencial eólico onshore brasileiro pode ser de 880 GW, indica estudo

Há algum anos o setor elétrico aguarda por uma atualização do Atlas Eólico Brasileiro. A primeira e única edição foi publicada em 2001 pelo Cepel, quando se estimou que o potencial onshore (em terra) do país seria de 143,5 GW. Esse número, contudo, pode ser seis vezes maior, considerando as novas tecnologias para produção de energia a partir do vento e, principalmente, a utilização de aerogeradores posicionados a 100 metros de altura. Uma pesquisa ainda em andamento do Instituto Nacional de Ciência e Tecnologia para Mudanças Climáticas (INCT-Clima) estima que o potencial eólico brasileiro pode chegar a 880,5 GW, sendo que 522 GW são considerados tecnicamente viáveis.

 

Desenvolvido há cerca de quatro anos, o estudo envolve a cooperação de várias instituições de ensino e pesquisa nacionais e internacionais. Entre elas estão Unifei (Universidade Federal de Itajubá (MG), a Universidade Federal de Alagoas (UFAL), a Universidade Federal de São Paulo (Unifesp)), a Universidade Federal do Rio de Janeiro (COPPE), o CENPES (Petrobras), a Universidade Estadual do Norte Fluminense (UENF), a Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), a Universidade de Oldemburgo, da Alemanha, além do INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais).

 

O físico Ênio Bueno Pereira, coordenador do projeto de Energias Renováveis do INCT-Clima, explicou que os números estão fundamentados em modelos climáticos adaptados. A validação desse potencial precisa ser feita a partir do cruzamento com dados medidos em superfície. Contudo, esses dados estão sob o domínio das empresas de energia, que se recusam a compartilhar tais informações. Apesar disso, Pereira disse que tem total confiança na pesquisa e nos números apresentados até agora.

 

"O produto (Atlas) ainda não existe. Fizemos uma pré-avaliação e temos confiança nesses dados", afirmou o coordenador de Estudos de Recursos Renováveis de Energia do Centro de Ciências do Sistema Terrestre do INPE. "A reavaliação dos dados depende de uma validação da superfície. Porém, os dados de superfície pertencem as empresas que instalaram esses parques eólicos e elas não os fornecem. O MME tem esses dados e também não pode fornecer. Estamos buscando um caminho para poder validar esses dados. Quando isso acontecer a gente pode publicar um atlas."

 

Pereira explicou que a Empresa de Pesquisa Energética também possuí esses dados e até os disponibiliza, mas apenas em médias mensais, o que não serve para a construção de um atlas eólico. “Estamos amarrados para produzir um atlas nacional porque não temos esses dados de superfície para validar esse atlas, nem para ajustar o modelo. Isso é uma questão crucial para que a gente possa fazer um novo atlas de energia eólica.”

 

Questionada, a EPE explicou que, por questões de sigilo, os dados sobre os ventos no Brasil só podem ser compartilhados com o Cepel. "A EPE forneceu todas as informações solicitadas pelo Cepel para confecção do Atlas Eólico. As informações foram enviadas nos dias 4 de maio de 2015, 5 de junho de 2016 e 14 de junho de 2016, com a autorização expressa dos agentes, no formato solicitado pelo Cepel.” A EPE não soube explicar porque o documento ainda não está pronto.

 

Apesar de prometido há anos, a publicação do novo Altas Eólico Brasileiro é uma dúvida. O projeto é tocado pelo Centro de Pesquisa de Energia Elétrica (Cepel), órgão ligado à Eletrobras. A reportagem entrou em contato com o Cepel buscando informações sobre o estágio do documento, mas nenhuma resposta foi apresentada. Um alto executivo do setor eólico, que falou sob sigilo, revelou que havia uma disputa entre o Cepel e a EPE na época em que Mauricio Tolmasquim presidia a entidade e que isso dificultava o andamento do processo.

Dessa forma, o estudo feito pelo INCT, quando concluído, pode ser uma grande contribuição para a democratização da informação, revelando novas regiões com potencial para atrair investimentos ligados ao setor de energia eólica. Segundo o estudo, com as torres posicionadas a 100 metros, estados que não tinham tanto potencial, como Espírito Santo, Paraná e São Paulo, passam a ser regiões viáveis à produção eólica, com ventos superiores a 6,5 metros por segundo. O estudo preliminar aponta que o potencial eólico da região Sudeste pode ser de 246,4 GW, contra uma estimativa de 27,7 GW do Atlas do Cepel. O mesmo acontece na região Sul, de 22,8 GW para 234,4 GW. A região Nordeste, tida como o melhor potencial já no Atlas do Cepel, passaria de 75 GW para 309 GW.

 

No setor de energia, o mercado eólico vem sendo o mais próspero nos últimos anos, mesmo em meio à crise econômica que afeta o país. A capacidade instalada brasileira atingirá 18.147 MW em 2020, contra um montante de 27,1 MW em 2005, de acordo com dados da Associação Brasileira de Energia Eólica. O Brasil possui 410 usinas em operação, somando 10,2 GW e representando 6,9% na matriz elétrica nacional. Informações do Banco de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica apontam que há 8,33 GW contratados para entrarem em operação até 2020.

 

A presidente-executiva da Abeeólica, Elbia Gannoum, explicou que o atlas tem o objetivo de indicar onde estão os melhores potenciais para os investimentos em energia elétrica. Quando o Brasil fez o primeiro atlas publicado em 2001/2002, o país não conhecia quase nada de energia eólica. Para confecção daquele documento, foi considerado os ventos com torres a 50 metros. Com a evolução tecnológica dos últimos 15 anos, hoje é possível instalar torres de até 150 metros de altura.

 

“Aquele atlas foi fundamental para que os primeiros investimentos acontecessem em energia eólica e depois disso não fizemos uma atualização do atlas brasileiro", comentou Elbia. Nos quatro últimos anos, Estados como São Paulo, Bahia, Rio Grande do Sul procuraram fazer a atualização do documento de forma independente e regional. Considerando apenas Bahia e Rio Grande do Sul, o potencial indicado pelos dois estados juntos ultrapassaria 360 GW. O estado de São Paulo, que ainda não conta com fazendas eólicas, teria um potencial a ser desenvolvido de 4,7 GW, segundo o documento elaborado pelo governo paulista. 

 

Para Elbia, a atualização desse documento com abrangência nacional é importante para sinalizar o que ela chama de "novas fronteiras de investimento em energia eólica". "Embora o melhor potencial já esteja identificado e ele está no Nordeste e no Sul do país, nós temos outras regiões com bons potencias", disse a executiva, que lembrou que, com o gargalo na transmissão, o vento deixou de ser fator determinante. "Você também tem que ter condições de infraestrutura para fazer o investimento."

 

Offshore- O estudo realizado pelo INCT ainda estima em 1,3 TW o potencial eólico offshore do Brasil. Porém, devido aos custos de implantação, os investimentos nesse tipo de empreendimento no mar ainda não foram iniciados no país. Por não estar concluído, o estudo não pode ser disponibilizado na íntegra ao público. A Agência CanalEnergia teve acesso apenas a uma apresentação preliminar.

 

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Enterrar fiação dobraria conta de luz, diz empresa - O Estado de S. Paulo

A AES Eletropaulo reiterou ontem ser "favorável" ao enterramento da fiação elétrica da cidade. "A conhecida Lei Municipal 14.023, que determina o enterramento de 250 km lineares de fios por ano, está sendo discutida em âmbito jurídico, exatamente por interferir na regulamentação federal, uma vez que onera a tarifa e cria uma injustiça tarifária, na medida em que outros consumidores da mesma concessão da distribuidora, porém, fora do Município de São Paulo, teriam de pagar os custos de enterramento da capital", disse a companhia.

De acordo com a AES Eletropaulo, enterrar os fios custaria R$ 100 bilhões - e 33 anos de obras. A companhia diz que, de acordo com a regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), os custos de implementação devem ser repassados para as contas de luz. "Isso acarretaria um aumento progressivo na tarifa de energia, podendo ficar 2,2 vezes mais cara", informou a empresa. Em números, a distribuidora tem 44 mil km de rede elétrica em toda a sua área de concessão. Desse total, 41 mil km são de rede aérea e 3 mil km, de circuitos subterrâneos.



Alternativas

De acordo com Sérgio Brazolin, especialista em arborização urbana do Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT), nas cidades não planejadas, sempre há conflitos entre as árvores e a rede elétrica aérea, mas ele afirma que enterrar os cabos não é a única solução possível.

"Não acho que a concessionária precise enterrar todos os fios. Já seria um grande avanço substituir a rede convencional, que usa três fios paralelos bem espaçados, ocupa muito espaço e entra em conflito com as árvores", diz. Segundo ele, as alternativas seriam a rede compacta, na qual os fios ficam concentrados por presilhas, ou a rede isolada, que consiste em um só cabo. "Haveria muito menos necessidade de intervenções de poda", afirma. /f.c. e e.v.

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Preço médio da energia para 2017 será de R$ 204,84/MWh

A Agência Nacional de Energia Elétrica resolveu fixar o valor do custo médio da energia e potência comercializadas pelos agentes de distribuição no ACR em R$ 204,84/MWh para o ano de 2017. Esse valor consta de despacho da Superintendência de Gestão Tarifária, publicada na edição desta sexta-feira, 21 de outubro, do Diário Oficial da União e faz parte do processo que definirá a cota da CDE para o próximo ano e que deverá ter até o final deste mês dados definidos para a elaboração do processo que será colocado em audiência pública.

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Brookfield Energia quer duplicar participação no Brasil; aquisições estão no radar

A canadense Brookfield Energia Renovável quer duplicar sua capacidade instalada no Brasil nos próximos cinco anos, estratégia que passa tanto pela viabilização de novos projetos nos leilões de 2017 quando pela aquisição de ativos que estão disponíveis no mercado. Hoje a companhia conta com 1,5 GW em empreendimentos operando ou em desenvolvimento no país.
"A nossa ambição é duplicar a capacidade que a gente tem, num horizonte de até cinco anos no máximo", disse o vice-presidente da Brookfield Energia Renovável, André Flores, em entrevista exclusiva à Agência CanalEnergia após participação no 4º Encontro Nacional de Consumidores Livres em São Paulo. "A gente adquiriu recentemente na Colômbia uma empresa que foi privatizada que tem 3 GW de capacidade instalada. Então na América Latina a gente é maior na Colômbia do que no Brasil, o que não faz sentido dado ao tamanho do mercado", justificou.
Tradicionalmente, o grupo canadense aposta na aquisição de ativos operacionais para ganhar mercado. Dois terços dos ativos da companhia foram comprados de terceiros. Flores afirmou que a Brookfield tem buscado oportunidades no mercado de energia brasileiro. "Temos uma ambição de crescimento muito grande e a aquisição sempre é uma maneira mais rápida de crescer", disse. "Temos olhado com bastante atenção todas as empresas disponíveis no mercado. Não temos nada para ser anunciado nos próximos meses, mas temos alguns processos em andamento", completou.
No Brasil, a empresa está construindo três pequenas centrais hidrelétricas e uma usina a biomassa. Uma das PCH vai entrar em operação ainda este ano e os demais projetos ao longo de 2017 e 2018. O executivo disse que outros projetos estão sendo preparados para ser inscritos nos leilões de 2017, principalmente de fontes eólica e hídrica.
A Brookfield também está estudando oportunidades no segmento solar fotovoltaico. "É um mercado que a empresa está entrando de uma forma internacional. Criamos uma área de energia solar no exterior que tem inclusive trabalhado junto com a gente no Brasil para analisar as oportunidades", disse Flores.
Contudo, ele esclarece que ainda não é o momento de a companhia entrar nesse mercado. "No Brasil, é uma indústria bastante incipiente. A gente viu o governo fazer alguns leilões, mas a gente tem dúvida sobre que empresas vão fabricar painéis aqui e como será a financiabilidade disso. A gente está acompanhando com bastante atenção, não num ponto de fazer investimento nesse momento, mas num investimento futuro no médio prazo."

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Compromissos assumidos pelo Brasil na COP 21 devem favorecer o setor

Os principais líderes mundiais estiverem em Paris no final do ano passado, para debaterem os rumos que levem a diminuição dos gases de efeito estufa.

A comitiva Brasileira que representou o país na COP21, se comprometeu apresentando documentos oficiais, visando realizar ações sustentáveis e formas limpas e renováveis de geração de energia. Aumentar de 10% para 23% na oferta de energia elétrica de biomassa, eólica e solar até 2030.

Dentre as principais possibilidades de geração de energia com biomassa, estão á Cana Energia, Biomassa Florestal, Biogás, Pellets, Briquetes, entre outras formas.
Cada forma de geração com esta fonte tem suas particularidades. Por exemplo, o potencial da geração de energia com bagaço de cana, é muito grande, hoje cerca de 7% da geração de energia elétrica na matriz elétrica vem deste tipo de geração.

A biomassa florestal, atende muitas indústrias, como por exemplo, de alimentos, empresas como BUNGUE, CARGIL, HEINEKEN, utilizam os cavacos de madeira para geração de energia, alimentando assim suas caldeiras.

Os pellets por suas vez tem um potencial muito grande no mercado externo. Aquecer a demanda no mercado interno é importante, porém entrar no rico e promissor do mercado externo, se faz fundamental, para crescimento desta indústria no Brasil.

Outro fator importante para que o setor cresça de forma sustentável, e preparado para se fortalecer a médio e longo prazo, são as famosas políticas públicas, que não nada mais é, que leis que incentivem o setor como um todo, facilidades no financiamento, isenção de impostos, etc.

Além do Brasil, os principais e mais poluidores países do mundo, como China e EUA, se comprometeram a inserir em suas matrizes energéticas, soluções para diminuir as emissões.

Para criar uma atmosfera anda mais positiva, e poder reunir os principais especialistas para um fórum específico ao setor., discutindo os principais gargalos, e rumos que o setor precisa, será realizado em junho de 2017 a 2ª edição do Congresso Internacional de Biomassa (CIBIO 2017) & (2ª EXPOBIOMASSA) Feira Internacional de Biomassa e Energia. Nos dias 20 a 22 de junho de 2017, na cidade de Curitiba/PR.

Em 2016 o evento reuniu 2mil profissionais do setor, que participaram das apresentações e também da exposição, que reuniu 36 empresas, de 05 países.
Para 2017 a expectativa de 6mil visitantes nos três dias de evento e aproximadamente 80 marcas expositoras.

A expectativa para 2017 é de 80 expositores, de 10 países, e um público superior a 6mil visitantes.

Fonte: Biomassa BR
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Eólica poderá responder por 20% da geração no mundo até 2030

A energia eólica poderá responder por cerca de 20% e toda a eletricidade gerada no mundo até 2030. Essa é a conclusão do Global Wind Energy Council (GWEC), que divulgou nesta terça-feira, 18 de outubro, seu relatório bienal sobre o futuro da energia eólica no mundo. Entitulado de "Global Wind Energy Outlook 2016", o documento traça cenários em que a fonte eólica poderia fornecer um quinto de toda geração de eletricidade daqui a cerca de 15 anos. E ainda, o relatório de 44 páginas analisa quatro diferentes cenários explorando o futuro da indústria em 2020, 2030 e 2050.
No cenário de 2030, estimuou o GWEC, a fonte eólica poderia chegar a 2.110 GW de capacidade instalada. Esse volume representaria atração de investimentos da ordem de 200 bilhões de euros. A estimativa é de que criarria 2,4 milhões de novos empregos e reduziria as emissões de mais de 3,3 bilhões de toneladas ao ano. No cenário mais avançado do GWEC a fonte eólica poderá alcançar 5.806 GW de capacidade instalada em 2050. Seria um potencial de geração de mais de um terço da eletricidade mundial. O mercado anual nesse horizonte poderia ultrapassar os 200 GW novos instalados todos os anos e aportes anuais de 275 bilhões de euros ao ano.
O GWEC avalia que a queda de preço nos ultimos anos para a eólica, solar e outras renováveis, não é apenas tecnicamente possível, mas também, economicamente competitiva. No documento, a entidade afrma ainda que novos mercados estão se desenvolvendo rápido na África, Ásia e América Latina.
De acordo com Steve Sawyer, secretário-geral GWEC, a energia eólica é a opção mais competitiva para adicionar nova capacidade à matriz elétrica em muitos mercados em crescimento. E alerta que se os países desejam cumprir os acordos de Paris, referindo-se à COP 21, realizada em novembro de 2015, isso vai significar acabar com plantas de energia de combustíveis fósseis e substitui-las por eólica, solar, hídrica, geotérmica e biomassa. Para ele, esta será a parte difícil e os governos deverão agir com muita seriedade para cumprir o que foi prometido.
Para Sven Teske, analista-chefe do relatório e Diretor de Pesquisa do Institute for Sustainable Futures da University of Technology Sydney, acabar com combustíveis fósseis inclui também trabalhar com o setor de transporte como o maior emissor de CO2. Em sua avaliação, o mercado para mobilidade elétrica, tanto para veículos elétricos quanto para os de transporte público, vai continuar a crescer significativamente e, com isso, vai crescer também a demanda por energia no setor de transporte.
O relatório do GWEC examina o cenário central Agência Internacional de Energia (e os daods do World Energy Outlook e New Policies Scenario), e compara com com o IEA’s 450 Scenario, GWEC Moderate Scenario e o GWEC Advanced Scenario. Os resultados mostram como a indústria eólica deve se comportar em termos de fornecimento de energia mundial, redução de emissão de CO2, geração de empregos, redução de custos e atração de investimentos.Estes quatro cenários são, então, comparados com duas diferentes possibilidades de demanda mundial por eletricidade.
Sobre o mercado brasileiro, o GWEC destacou que o país continuará a ser o principal mercado onshore da América Latina até 2020. Além disso, em função da natureza dos ventos mais estáveis, o país está ao lado do Marrocos e do Egito entre os locais onde se utiliza as máquinas de classe II e III que apresentam maiores fatores de capacidade e um baixo custo da energia.

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UHEs são importantes para garantir a expansão das fontes renováveis, diz EPE

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso, defendeu nesta segunda-feira, 17 de outubro, a importância da manutenção da matriz hidrelétrica brasileira para garantir a expansão das fontes alternativas. A fala do executivo aconteceu em resposta a questionamentos sobre como o Brasil pretende atingir os compromissos firmados no Acordo de Paris, que passará a vigorar a partir de 4 de novembro.

 

Durante a COP 21, o Brasil assumiu voluntariamente o compromisso de buscar o percentual de 66% de fonte hídrica na geração de eletricidade e 23% das fontes alternativas (eólica, solar e biomassa). O país também se comprometeu a aumentar, até 2030, em cerca de 10% os projetos de eficiência energética e ampliar em 16% o uso de etanol e das demais biomassas derivadas da cana-de-açúcar no total da matriz.

 

"Nós teremos que ser 23% renováveis na produção. Ela não é uma meta em valor absoluto, também condicionado a 66% de participação da hidrelétrica. Isso reforça a importância da hidroeletricidade para garantir a penetração e participação das fontes renováveis", declarou o executivo durante conferência internacional sobre açúcar e álcool em São Paulo.
 

Barroso disse que o governo está estudando os meios de atingir esse objetivo e avisou que a proposta final será colocada em consulta pública. "A gente quer escutar, quer ter ideias. Queremos colocar a nossa proposta de atendimento da INDC para discussão com todos os senhores." Barroso argumentou que a contribuição do Brasil para a descarbonização do planeta não precisa vir apenas com base na contratação de novas usinas via leilões promovidos pelo governo. "No setor elétrico a gente pensa em ter leilão. Leilão é um dos mecanismos."

 

Segundo o presidente da EPE, é preciso "abrir a cabeça" para novas ideias. Ele citou como exemplo o modelo adotado pelo Chile, que pretende chegar em 2050 com 50% da matriz energética formada por fontes renováveis. Ele explicou que o governo chileno criou uma taxação sobre a emissão de carbono e também criou um sistema de comercialização de certificados de energia limpa. Caso esses mecanismos não se mostrem totalmente eficientes para atingir a meta, completa-se com a contratação de fontes renováveis via leilões.

 

"Não estou dizendo que o Brasil fará isso, mas estou levantando esse fato para uma solução que é bastante interessante, bastante fora da caixa do que a gente ficar refém do modelo de leilão", disse Barroso. "Hoje a gente está discutindo como fazer. Existe uma série de ideias, e quando a gente tiver uma posição, a gente vai levar uma consulta pública." Segundo o executivo, pode ser que o Brasil atinja os 23% de renováveis antes de 2030, “por uma questão associada pela falta de demanda”.

 

A matriz elétrica brasileira é formada por 61,23% de fontes hídricas, 17,17% de fontes fósseis, 8,94% biomassa, 6,14% eólica, 5,22% importação e 1,27% nuclear, segundo o Banco de Informações da Geração (BIG) da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

 

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BRICS precisarão de US$ 177 bi ano para cumprir meta de energia renovável

Para conseguir atingir as metas estabelecidas voluntariamente no Acordo de Paris, Brasil, Rússia, Índia, China e África do Sul, grupo conhecido pela sigla BRICS, precisarão instalar anualmente 498 GW de capacidade com fontes renováveis, o que corresponde a investimentos de US$ 177 bilhões por ano. No total, será necessário investir US$ 975 bilhões para cumprir a meta de mais de 1.250 GW de energia renovável em 2030. A maior parte deste investimento (US$ 622 bilhões) será na China, seguida pela Índia (US$ 157 bilhões) e Brasil (US $ 120 bilhões).

 

O relatório que estuda as metas de cada um desses países foi divulgado pelo o Instituto de Economia e Análise Financeira de Energia (IEEFA) às vésperas da 8ª cúpula anual dos BRICS, que acontece nos dias 15 e 16 de outubro em Goa, na Índia. O Acordo de Paris passa a vigorar a partir de 4 de novembro deste ano – e no âmbito desse acordo, todos os países signatários apresentaram metas de redução das emissões dos gases de efeito estufa. Na prática, isso significa usar menos energia movida a combustíveis fósseis (petróleo, carvão).

 

De acordo com o relatório do IEEFA, as atuais metas de energias renováveis dos BRICS exigem um investimento anual de US$ 51 bilhões além do montante alocado para aumentar a capacidade de energia renovável em 2015. Esta lacuna de investimento precisa ser preenchida por financiamentos combinados e catalisada por recursos públicos. O relatório conclui que cerca de US$ 10 bilhões anuais precisam vir de instituições financeiras públicas, como o New Development Bank (NDB), o banco de desenvolvimento criado pelos BRICS em 2014 para expandir o investimento de infraestrutura nos países membros, tendo a sustentabilidade e as energias limpas como um de seus princípios.

 

Jai Sharda, autor do relatório, disse o NDB planeja aumentar sua carteira de crédito em cerca de US $ 1,2 bilhão por ano ao longo dos próximos 3 anos, o que é apenas 11,7% do capital incremental exigido pelas instituições públicas.  "Portanto existe uma clara necessidade de aumentar a taxa com a qual ele implanta capital adicional. Além disso, o NDB precisa garantir que daqui para frente, ele continua a se concentrar no financiamento de projetos de energia renovável."

 

Em 2015, os países em desenvolvimento já ultrapassaram as nações desenvolvidas no investimento em energias limpas. No contexto pós-Paris, investimentos em baixo carbono e infraestrutura limpa podem ultrapassar as economias em desenvolvimento no caminho para um mundo com emissões líquidas zero, se as necessidades de financiamento forem atendidas. 

 

A diretora executiva do Instituto Clima e Sociedade, Ana Toni, defendeu que agenda climática seja colocada no cerne da agenda econômica dos BRICS.  "Energia é uma premissa vital do crescimento econômico e da inclusão social e, com a entrada em vigor do Acordo de Paris, o único caminho possível é o das energias limpas. Boa parte da matriz energética do Brasil vem de fontes limpas, mas se quisermos cumprir efetivamente lutar para que o aquecimento global não comprometa nossa agricultura, nossas cidades e a saúde dos brasileiros, precisamos avançar ainda mais, unindo todos os agentes econômicos em torno de uma agenda de desenvolvimento de baixo carbono".

 

O NDB, também chamado de Banco BRICS, coloca o financiamento para o desenvolvimento sustentável como um dos seus objetivos principais. Até agora, ele concedeu cinco empréstimos equivalentes a US $ 911 milhões, contemplando cada um dos sócios fundadores. Quase todos foram em projetos de energia limpa, em linha com a agenda declarada do banco. Na opinião de Jai Sharda, será necessário um grande impulso por parte do banco para colocar as nações do BRICS em maior órbita de energia limpa.

 

Peng Peng, Diretor de Pesquisa Política da União da Indústria Chinesa de Energia Renovável disse: "O NDB deve apoiar o desenvolvimento de energias renováveis nos países BRICS, que são representantes do mundo em desenvolvimento, para reduzir os custos de energia no longo prazo e a dependência dos combustíveis fósseis. Atualmente, os custos de financiamento na maioria dos países em desenvolvimento são muito altos. O NDB poderia ter seus próprios programas de apoio à energia limpa e poderia apoiar os programas BRICS a alcançar financiamento de baixo custo e longo prazo no mercado financeiro internacional ".

 

Srinivas Krishnaswamy, CEO da Vasudha Foundation, destacou que, embora o NDB tenha definido determinados tipos de investimentos como elegíveis para financiamento, a falta de uma definição clara do que é desenvolvimento sustentável permite que alguns projetos classificados como "carvão limpo", por exemplo, acabem sendo financiados pelo Banco. "Se o NDB vai ser algo novo, ele terá de romper com o modelo até agora seguido de apoiar modelo de desenvolvimento orientados para a extração."

 

A reunião do conselho do New Development Bank será realizada simultaneamente a reunião da 8ª cúpula anual dos BRICS. Esta é a primeira reunião BRICS após o Acordo de Paris, que entrará em vigor este ano. No contexto pós Paris, essas nações podem superar as economias desenvolvidas no caminho para um mundo com zero emissões líquidas dos gases de efeito estufa.

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Armazenamento de energia pode trazer estabilidade e flexibilidade ao SIN

O avanço das fontes intermitentes de geração no Brasil, notadamente, a eólica e a solar traz à tona a necessidade de que o país adote a tecnologia de armazenamento de energia. Somente no dia 26 de julho deste ano, em um período de pouco menos de duas horas, a geração por meio de parques eólicos aumentou em 825 MW médios. Da mesma forma que essa produção avançou, pode recuar e por questões críticas como essa é que a adição de baterias pode trazer a estabilidade e flexibilidade para uma melhor operação do Sistema Interligado Nacional.

Na avaliação do presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Nelson Fonseca Leite, o avanço dessas fontes é o principal motivador para o uso do conceito de armazenamento no SIN. Um dos pontos que reforça essa necessidade é a redução da quantidade de armazenamento de água em reservatórios no país.

“O Brasil tem diversidade de realidades muito grande que trazem oportunidades de armazenamento de energia das mais diversas como os sistemas isolados, a ilha de Fernando de Noronha onde há geração a diesel, fotovoltaica e eólica... com o armazenamento conseguiríamos tirar a necessidade da geração diesel por lá”, exemplificou.

Além disse, o executivo que participa da missão diplomática britânica para armazenamento de energia, organizada em parceria com o MCTI e o Instituto Abradee, lembrou que ainda há outras características do setor elétrico nacional que devem favorecer a implantação dessa tecnologia no país, como atribuir mais confiabilidade à rede, bem como reduzir a emissão de geração térmica no NE quando para de ventar na região NE. Essa, comentou ele, é uma  necessidade, pois apesar de o pais contar com UHEs que atuam como baterias virtuais, temos cada vez menos feito usinas com reservatórios e que por isso precisamos de novas alternativas.

O tema armazenamento é alvo de uma missão diplomática que envolve o setor elétrico. Um grupo de cerca de 30 representantes de distribuidoras de todos os portes e de todas as regiões do país está no Reino Unido como uma das atividades para fomentar o conhecimento e a capacitação do país na implementação dessa tecnologia no país que está em andamento por meio da chamada pública nº 21 da Aneel.

De acordo com o coordenador geral de tecnologias setoriais do MCTI, Eduardo Soriano, esse é o primeiro passo para essa tecnologia no pais. Contudo, disse, uma coisa que preocupa no setor é a questão da regulação para que esta não impeça a expansão dos avanços tecnológicos. Esse fator, relatou ele, atrai a atenção em todos os países por onde a implantação do energy storage está em andamento, como na Alemanha e no Reino Unido, onde ainda há discussões sobre a regulação.

A meta da missão é a de encontrar parcerias e atrair empresas deste segmento para o Brasil e apresentar respostas para esses desafios técnicos e regulatórios para estimular os negócios com essa tecnologia que ainda está em fase de gestação no país com apenas um projeto em andamento, da AES Tietê Energia.

Segundo a especialista da Aneel, Carmen Sanches, a expectativa da agência reguladora com a chamada pública, entre outras, é a de desenvolver projetos básicos e executivos de plantas piloto, desenvolver estudos que permitam dotar a agência de dados consistentes sobre o ciclo de vida dos equipamentos e sua performance, bem como a viabilidade econômica. E isso, sem deixar de lado uma proposta para o desenvolvimento de um ambiente legal e regulatório. 

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Relatório da AIE mostra êxito de políticas de eficiência energética em países emergentes

Relatório da Agência Internacional de Energia destacou que progressos realizados por políticas de eficiência energética no mundo durante o ano passado levaram a resultados expressivos, em especial em países emergentes e na China. A parte sobre eficiência na transição energética no relatório diz que não há energia realista ou acessível e política de mudança climática sem um componente forte de eficiência energética.
O documento mostra que a intensidade energética - a quantidade de energia utilizada por unidade de PIB - melhorou em 1,8% no ano passado, revelando que a economia global precisa de menos energia para crescer. A melhora superou o valor de 1,5% registrado em 2014, e foi o triplo da taxa média observada ao longo da última década. Os ganhos do ano passado foram alcançados apesar dos preços mais baixos da energia, que geralmente diminuiu o entusiasmo de poupança de energia.
Apesar da boa marca, o relatório mostra que apesar dos ganhos, o progresso global ainda é demorado. A intensidade energética precisa atingir pelo menos 2,6% ao ano para colocar o mundo em um caminho sustentado para um sistema de energia isenta de carbono. De acordo com Fatih Birol, diretor executivo da AIE, a melhoria da eficiência energética global em um momento de preços baixos é um sinal que os governos devem estimular as políticas e que elas funcionam.
Na China, onde a intensidade energética melhorou 5,6%, o progresso foi significativo, saindo de uma taxa anual de 3,1% na década anterior, de acordo com o relatório. A procura de energia primária na China cresceu apenas 0,9% em 2015, a sua taxa mais baixa desde 1997, enquanto a economia cresceu 6,9%. Sem esta contribuição, a melhoria da intensidade energética global teria sido apenas de 1,4% em 2015.
A agência identificou a eficiência energética como um "combustível" crítico na transição para uma economia de baixo carbono. Sua análise mostrou que mais de um terço de todas as reduções de emissões necessárias para atingir os objetivos climáticos até 2040 deve vir de políticas de eficiência energética. Os ganhos de eficiência nos países membros da AIE eram grandes o suficiente para abastecer o Japão em 2015 tornando eficiência um componente crítico de um sistema de energia segura, sustentável.
O relatório demonstra o papel central da política do governo na condução da eficiência energética. Isso mostra que as políticas devem ser fortalecidas e expandidas para impulsionar os ganhos potenciais de eficiência energética. Como parte de seu maior foco na eficiência energética, a AIE também introduziu o Índice de Eficiência Progresso Política (Eppi), que acompanha as políticas obrigatórias e estabelece uma linha de base para monitorar o progresso futuro.

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Para indústria, fim de descontos no fio vai evitar explosão da CDE em uma década

A retirada dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão (Tust) e de Distribuição (Tusd), concedidos a usinas eólicas e a biomassa, é considerada positiva pela indústria, por limitar uma eventual explosão das despesas da Conta de Desenvolvimento Energético nos próximos dez anos. A emenda que prevê o fim do incentivo após cinco anos da entrada em operação de novos empreendimentos foi incluída de última hora no projeto de conversão da Medida Provisória 735 e recebeu críticas da Associação Brasileira de Energia Eólica.

“A CDE atingiu um patamar bastante elevado a partir da MP 579. E a gente tem projeções de consultores que mostram que as depesas podem dobrar entre 2017 e 2026”, afirma a  Coordenadora Técnica das áreas de Energia Elétrica, Gás Natural e Economia da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, Camila Schoti. Nos dois últimos anos, a Abrace intensificou a mobilização dos grandes consumidores contra o aumento dos custos da CDE.

Um dos pontos defendidos pela associação é o fim dos subsídios cruzados entre consumidores, que fazem com que aqueles com carga maior paguem mais que os de menor porte. No orçamento da conta em 2016, os subsídios somam em torno de R$16 bilhões, dos quais R$ 7 bilhões são despesas da Conta de Consumo de Combustíveis.

Na opinião da coordenadora da Abrace, a emenda à MP 735 vai manter os ganhos de produtividade das fontes eólica e biomassa e não deve afetar a meta de longo prazo assumida pelo governo brasileiro, que pretende atingir 23% de renováveis na matriz elétrica até 2030, sem incluir usinas hidrelétricas. “Nosso entendimento é de que isso vai promover competição maior entre geradores e com isso, teremos preço de energia mais competitivo.”

Camila Schoti lembrou que o desconto atual vai continuar até o fim da outorga para as usinas em operação, e que as novas outorgas ainda terão cinco anos de Tust e Tusd reduzidas. Os descontos serão mantidos para pequenas centrais hidrelétricas e para as usinas solares, o que é criticado pela Abeeólica por gerar tratamento assimétrico entre as fontes complementares.

Os argumentos da Abrace são os mesmos usados pelo Ministério de Minas e Energia e pelo relator da MP, deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA), para justificar a mudança. O MME disse em nota que a energia eólica continuará tendo sua participação reforçada nos leilões de energia para garantir a inserção da fonte a preços competitivos. A MP 735 foi aprovada na comissão especial do Congresso responsável pela matéria, e terá de passar pelos plenários da Câmara e do Senado até o dia 20, quando perderá a validade.


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Volume de informações geográficas fornecidas por distribuidoras dobrou com Módulo 10

Desde o início deste ano estão em vigor os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica que entre seus dez módulos apresenta o de nº 10, cuja aplicação visa especificamente a criação de um sistema de informação geográfico regulatório de nível nacional. Esse módulo reforçou a importância atribuída à informação geográfica pelo órgão regulador e praticamente dobrou o volume de informações que as concessionárias passaram a prestar. Entre os novos dados estão a informação da qualidade do serviço e indicadores gerenciais e que podem auxiliar na governança das concessionárias.

De acordo com o gerente de Energia da Imagem, Augusto Carvalho, a obrigatoriedade de prestação de informações sobre a rede por meio de mapas já existe por meio da Base de Dados Geográfica das Distribuidoras (BDGD); o módulo 10, segundo ele, reforça a importância dessas informações geográficas que as concessionárias têm o dever de apresentar.

Ele explicou que o modulo 10 trouxe três grandes alterações que mudaram qualitativamente precisão e a qualidade da informação do BDGD. Agora estão agrupados dados sobre a natureza administrativa das distribuidoras, estrutura física e ainda os indicadores de perdas regulatórias e dados de tráfego de energia na rede. Em sua opinião, é uma ferramenta útil para questões de governança das empresas, ainda mais em momento no qual a agência reguladora promete ser mais rigorosa com os indicadores das distribuidoras.

Carvalho explicou que o Módulo 10 traz uma característica importante dentro do processo de revisão tarifária das empresas. A Aneel considera apenas os ativos devidamente comprovados na base de ativos de uma determinada empresa. O módulo em questão consegue de forma horizontal fazer a conciliação desse ativos, uma atividade de elevado valor dentro de uma empresa, pois é esta que ação que ajuda no correto estabelecimento da base de remuneração.

A empresa, revelou Carvalho, prepara um módulo que atua na gestão regulatória para má gestão estratégica de ativos que traz uma análise e indicações de onde investir com mais retorno econômico com base nas informações da empresa. A meta, ressaltou o executivo da empresa de tecnologia é a de gerar valor para a concessionária. E, “por meio do Módulo 10, há uma importante fonte de dados para o planejamento da distribuidora”, acrescentou. E para 2017 outra ferramenta que utiliza os indicadores de qualidade das distribuidoras.

“Não temos trabalhado sozinhos nessa solução. Há uma parceria com concessionárias no seu desenvolvimento. No futuro poderá gerar informações importantes para a otimização da operação das empresas”, comentou o executivo. Atualmente, a Imagem atua em 16 concessionárias de distribuição em todas as regiões do país que somam cerca de 32 milhões de medidores.

 

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Abinee: produção do setor eletroetrônico cresce 2,6% em agosto

A produção industrial do setor eletroeletrônico cresceu 2,6% no mês de agosto de 2016 em relação ao mesmo mês do ano passado. Segundo dados da Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica, com base em informações do IBGE, esta foi a primeira vez, nos últimos 27 meses, que a produção da indústria eletroeletrônica apresentou crescimento na comparação ao igual mês do ano anterior. O crescimento em agosto foi puxado pela expansão de 7,1% da indústria elétrica, uma vez que a indústria eletrônica teve retração de 3,1%.

 

De acordo com o presidente da Abinee, Humberto Barbato, os números continuam a indicar sinais de reação. Segundo ele, ainda não se tem uma tendência de crescimento sólido e há oscilações, mas a esperança é que o pior momento tenha ficado para trás. Na comparação com julho, a produção industrial do setor eletroeletrônico recuou 1,5% com ajuste sazonal. O resultado interrompeu uma série de cinco resultados positivos consecutivos da produção do setor em relação ao mês imediatamente anterior. Entretanto, a retração da produção da indústria eletroeletrônica foi inferior à queda da indústria geral, que caiu 3,8%.

 

A queda acumulada na produção industrial do setor, de janeiro a agosto, alcançou 14,6% em relação ao mesmo período do ano passado. Neste período, a produção da indústria eletrônica recuou 22,8% e a da indústria elétrica, 8%. Nessa comparação, o mau desempenho permanece mais acentuado do que o da indústria geral, que caiu 8,2% e da indústria de transformação, que recuou 7,5%.

 

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Risco de déficit em 2016 continua zero, segundo CMSE

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico manteve em 0% o risco de faltar energia em 2016 para atendimento às regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. A conclusão é baseada no Programa Mensal de Operação de outubro, e considera tanto o a série histórica de vazões quanto a projeção com base em 2 mil séries sintéticas.

Além da situação hidrológica, outra variável apontada pelo CMSE na avaliação do risco de deficit é a expansão do sistema. Dados divulgados pelo governo mostram que, em setembro, entraram em operação comercial 409,3 MW de capacidade de geração e 1.042 km de linhas de transmissão. No acumulado de janeiro a setembro, a capacidade instalada aumentou 7.350,5 MW, e os novos empreendimentos de transmissão da Rede Básica somaram 4.069 km.

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Ainda sobram dúvidas sobre caminho da aversão ao risco em 2017

A busca pela maior aderência entre o modelo e a realidade de operação do sistema ganhou na semana passada um cronograma de atualizações que era esperada pelo mercado. Contudo, ainda sobram dúvidas quanto aos caminhos que a elevação dos parâmetros de aversão ao risco seguirá no ano que vem. A opinião de agentes se divide entre elogios e críticas à decisão da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (Cpamp).

Na reunião de 23 de setembro, como adiantado pela Agência CanalEnergia, ficou decidido que a aversão ao risco de 2017 ficaria com a atualização dos parâmetros do CVaR e que esses passariam a valer a partir de maio de 2017. E ainda, nesse encontro ficou decidido que a Comissão iria propor a unificação entre os critérios de planejamento e operação, igualando as funções de custo de déficit com a utilização de um único patamar. Essa alteração valendo a partir de janeiro do próximo ano. Aprimoramentos que irão a consulta pública a partir de outubro. Ao mesmo tempo a nova metodologia que se avalia, a Superfície de Aversão ao Risco (SAR) será avaliada e, conforme o plano original, pode ser implantada apenas em 2018.

Apesar dessa perspectiva ter sido revelada com antecedência, ainda há incertezas quanto a operação do ano que vem, isso porque a dúvida que fica é: quais serão as propostas de ajuste de parâmetros que serão colocados para avaliação do mercado?

Na avaliação do sócio-diretor da Compass, Marcelo Parodi, a previsibilidade é importante para qualquer mercado. Segundo ele, os agentes precisam de prazos para realizar ajustes em suas posições contratuais. O executivo lembra que é preciso que se tenha prazos para os agentes se prepararem, principalmente no final do ano com a sazonalização de contratos ou a cobertura de posições no mercado, dependendo do segmento onde a empresa atua. “Mudar regras não tem problema desde que tenhamos previsibilidade e que seja comunicada com transparência e prazo coerente com as posições comerciais dos agentes”, avaliou.

Mesmo com essa indicação do Cpamp, a decisão não escapou de críticas. Uma delas é do presidente da Thymos Energia, João Carlos Mello, que considera deixar a definição dos novos parâmetros do CVaR muito tímida. Até porque, comentou o executivo, a alteração do alfa e lambda é relativamente simples quando comparado à adoção da SAR no modelo. Para ele, os três meses que temos para chegar a janeiro seriam suficientes para que o mercado pudesse discutir os indicadores e se preparar para sua adoção já em janeiro.

“Essa decisão foi tímida demais, o CVaR, apesar de não ser o ideal, tem uma necessidade de pelo menos começar a indicar o despacho térmico mais próximo da realidade a partir do primeiro mês do ano. Esse modelo não está respondendo bem ainda mais quando olhando para o Nordeste que está em situação preocupante”, comentou.  “A nossa preferência é pela SAR do ponto de vista técnico, desde que bem ajustada, e para isso precisa rodar, fazer testes, seria prematuro para 2017”, indicou.

Na avaliação do diretor da PSR, Bernardo Bezerra, essa decisão do Cpamp dá a indicação dessa previsibilidade e estabilidade em relação às metodologias que teremos no mercado em 2017 e 2018. Mas, ressaltou, o nível de incerteza foi retirado parcialmente, pois ainda ficou a dúvida acerca do aperto que será dado nos parâmetros. E isso ainda gera uma relativa redução da liquidez, pois ainda não se tem ideia de qual será o caminho dos preços para o ano que vem. O lado bom, lembrou, é que essa discussão é feita por meio de audiência pública, o que traz um processo participativo em parceria com o mercado.

Quanto à postergação da SAR ele se mostrou favorável. “A discussão acerca da superfície de aversão a risco é longa e profunda, apesar de ser da PSR, tem seus parâmetros e que precisa ser calibrados. Essa calibragem é mais fácil, mas precisa ser estudada e avaliada com os agentes, pois afeta toda a operação do setor”, comentou Bezerra. Contudo, ele alerta que mesmo classificando a sinalização de cronograma do Cpamp como positiva, a definição de alfa e lambda não pode demorar para ser oficializada. O prazo máximo, em sua opinião, seria no final de outubro ou início de novembro, para que o mercado ficasse em uma posição confortável para tomar suas decisões comerciais.

Essa questão da liquidez é notada pela BBCE. Segundo o presidente da empresa, que reúne 16 comercializadoras, Victor Kodja, a decisão do Cpamp não ajudou a alterar o cenário de baixa liquidez que ele relatou no mês passado. Segundo o executivo, a empresa estaria registrando os mais baixos volumes de negociação de sua história em setembro. E mesmo com a indicação do grupo em Brasília não ajudou a alterar o cenário, pois ainda há incertezas sobre os caminhos que serão seguidos.

Essa avaliação de que ainda não se sabe para onde o mercado irá é compartilhada pelo professor e ex-diretor da Aneel, Edvaldo Santana. Apesar disso, comentou, o melhor mesmo é deixar a aplicação dos novos parâmetros para maio do ano que vem. Como estamos próximos ao período úmido, o aumento do alfa, que hoje está em 50% e lambda a 25%, para, por exemplo, 55% e 30%, talvez apenas aumentasse os custos se fosse implementado agora. “Muito mais térmicas seriam acionadas, aumentando o PLD, mas como já estamos próximos ao período úmido, talvez representasse uma economia de dois pontos porcentuais de água nos reservatórios. Ou seja, muito custo por nada”, opinou.

Santana se mostra cético quanto à eficácia tanto de uma quanto outra modelagem de risco. Em sua opinião seriam apenas remendos. Na realidade, assim como já defendeu Mello, da Thymos Energia, o sinal devera ser o de propor um novo modelo de preços para o setor elétrico. “Mas, enquanto não temos a proposta faremos pequenos consertos”, apontou o acadêmico que finalizou ao dizer que autoridades do governo sabem qual deveria ser esse novo modelo, porém, o problema não passa apenas pela parte técnica e sim pela política.

 

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Manutenção das regras do BNDES para eólicas foi positiva, diz ABEEólica

A manutenção das regras de financiamento para empreendimentos eólicos divulgadas nesta segunda-feira, 3 de outubro, pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social foi considerada altamente positiva pela presidente-executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica, Élbia Gannoum. Segundo ela, embora houvesse certa apreensão do mercado sobre possíveis mudanças, a presidente do banco, Maria Silvia Marques, já vinha sinalizando que apoiaria o setor de renováveis.
De acordo com a executiva da associação, o fim do empréstimo-ponte também foi uma boa medida tomada pelo banco, já que ele se caracterizava por ser um processo demorado e que trazia um custo alto para os empreendedores do setor. O banco prometeu mais agilidade daqui para a frente no desembolso dos recursos. Essa rapidez nos desembolsos era um pleito do setor eólico que teve a promessa de ser prontamente atendido pela presidente do banco, uma vez que ela própria pretende dar mais rapidez ao banco.
Essa manutenção de regras vai manter a competitividade da fonte para o próximo leilão de eólicas que ainda será realizado este ano. "O financiamento é um dos fatores que explicam a competitividade da fonte. Se as condições forem mantidas, se percebe a manutenção da competitividade", avalia.
Mas se para as eólicas o anúncio do BNDES foi bom, não se pode dizer o mesmo para as térmicas a carvão. A decisão de não contemplar mais projetos da fonte não foi bem recebida pelo presidente da Associação Brasileira de Carvão Mineral, Fernando Luiz Zancan. Ele considerou que a decisão não está alinhada com a inspiração das políticas públicas, uma vez que o setor está discutindo com o governo um programa de modernização de usinas e de térmicas com baixo Custo Variável Unitário para dar mais garantia ao sistema. "Fica uma situação complicada para entender qual é o sinal econômico a ser dado aos investidores", avisa.
Zancan classifica a decisão como pior que a tomada no fim da última década, que dificultou o enquadramento dos projetos a carvão, mas ainda assim não os excluiu da carteira, como fez a atual. "Precisa haver uma decisão de política pública", afirma. Segundo ele, está sendo enviado um sinal que o país está banindo o carvão. Mesmo sem o banco, ele acredita que é possível viabilizar uma usina sem o banco, dando como exemplo os investidores chineses.
Questionando se é uma decisão do banco ou do governo, ele já pediu uma reunião com a presidência do BNDES, adiada devido ao período eleitoral. A Frente Parlamentar em Defesa do Carvão Mineral também deve reagir, uma vez que a decisão traz um forte impacto na região Sul do país. Para Bárbara Rubim, da campanha de Clima e energia do Greenpeace Brasil, o anúncio representa um importante sinal de que o país está entendendo a necessidade de diversificar e limpar a matriz elétrica brasileira. Ela espera que outras esferas do governo percebam excluam a fonte de todo o planejamento do setor.

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Eletrobras: momento é de buscar eficiência ao invés de crescimento

A Eletrobras ainda não tem a decisão sobre o plano de negócios para os próximos cinco anos mas já começa a ter uma ideia do caminho a ser trilhado pela companhia. A tendência aparente é de que a empresa deverá focar em eficiência e não em crescimento de capacidade. A prioridade da estatal é de ajustar a empresa e a sua situação financeira por meio de redução de custos e desmobilização de ativos no sentido de reduzir a alavancagem da companhia para menos da metade do que apresenta atualmente.
De acordo com o presidente da companhia, Wilson Ferreira Júnior, atualmente a alavancagem da Eletrobras está em um nível de 8,96 vezes a relação entre a divida líquida ante o ebitda. O normal para o setor, em uma companhia que tem ativos no perfil da Eletrobras, é de 4 vezes. “A nossa prioridade é ajustar o consolidado do grupo e as companhias todas estão em situação mais pressionada e devemos pensar em reduzir custos e, eventualmente, desmobilizar ativos não operacionais e operacionais do que pensar em crescer”, afirmou ele antes de sua participação do Exame Fórum, evento realizado em São Paulo.
“O momento atual é de focar em eficiência e disciplina financeira. No que diz respeito a investimentos deveremos adequar nosso apetite de acordo com a capacidade financeira até porque os recursos disponíveis no mercado para empresa com a nossa alavacangem são caros”, acrescentou.
O executivo da Eletrobras ainda não descartou a participação da empresa tanto no leilão de transmissão bem como no de geração futuros, inclusive na relicitação de usinas inseridas no PPI. Mas, destacou que não seria hora da Eletrobras pensar em crescimento e sim buscar eficiência para suas operações. Essa eficiência, comentou ele, passa pela redução de custos da empresa com corte de despesas, redução de mão de obra por meio de programas de incentivo à demissão voluntária e racionalidade de gastos, por exemplo, com a centralização das unidades administrativas, que, por exemplo, no Rio de Janeiro, estão espalhadas por seis diferentes prédios. A meta com isso é aumentar a produtividade da empresa que não apresente indicadores tão diferentes do setor privado, apesar de considerar que naturalmente, as estatais são menos eficientes que as suas pares privadas.
“Entendo que a empresa tem que levar sua alavancagem rapidamente para a casa de quatro vezes a relação entre a divida líquida e o ebitda, se será exato esse indicador, ou próximo a esse é um tipo de ajuste que estamos estudando e queremos uma empresa sustentável”, declarou ele. Ainda passa por essa medida a venda de ativos que será uma segunda fase desse reequilíbrio da nova Eletrobras. Mas, para definir o que será vendido além das distribuidoras a empresa precisará conhecer qual é a estrutura de capital que será desejado, quanto será possível de obter em ganhos com eficiência e aí verificar as oportunidades de vender ativos.
A base de cálculo que é levada em consideração é o resultado ebitda recorrente, que desconsidera eventos extraordinários como o reconhecimento das indenizações da RBSE no balanço da empresa. Seguindo esse conceito a empresa apresenta R$ 2 bilhões de resultado. E a primeira medida que deverá contribuir com o indicador é a venda da Celg-D, que ao preço mínimo renderia quase R$ 1 bilhão à estatal.
“A partir de quando soubermos a estrutura ótima de capital, a alavancagem e a nossa ambição em termos de eficiência operacional, é que poderemos ver qual o sentido de desmobilização de ativos”, concluiu.

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