Os investidores estão voltando

Os resultados do leilão de linhas de transmissão de ontem refletem o momento positivo do setor elétrico brasileiro. Apesar da persistência de alguns desafios importantes – como a judicialização relativa à garantia física de hidrelétricas e o baixo volume de água nos reservatórios das principais usinas –, é inegável que o investidor está de volta. No total, os consórcios vencedores do certame devem investir R$ 12,7 bilhões em linhas de transmissão em 19 Estados nos próximos anos.

Dos 35 lotes oferecidos, apenas quatro não tiveram interessados. Esses resultados contrastam com os verificados nos últimos anos. De 2012 a 2016, cerca de 40% dos lotes oferecidos em leilões do tipo deram “vazio”. É que a falta de segurança regulatória provocada pela Medida Provisória 579/2012, que renovou de maneira irresponsável as concessões de geração e transmissão, combinada à falta de capital, levou os investidores a puxarem o freio de mão. Hoje, esse cenário ficou para trás.

A onda de otimismo dos investidores também fica clara pelos altos índices de deságio observados, com destaque para a indiana Sterlite Power Grid Ventures, que fez sua estreia no setor elétrico brasileiro oferecendo 58,86% de diferença no valor que aceita receber e o inicialmente proposto pela Aneel pelo lote 10. Vale destacar também que o formato do leilão – com lotes de diferentes tamanhos – favoreceu a diversidade de investidores. O formato também reduz o risco dos investimentos, um esforço provavelmente para se evitar problemas nas obras, como aconteceu nos casos das espanholas Abengoa e Isolux, cuja agressividade nos leilões de contratação acabou comprometendo a capacidade de entrega.

Por fim, destaque para a participação da Cteep. O comportamento da grande vencedora do leilão sugere que os recursos aprovados recentemente pela Aneel para remunerar investimentos anteriores a 2000 que ainda não haviam sido amortizados vão voltar a ser aplicados no setor elétrico brasileiro, o que é muito positivo para todos nós. 

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BNDES e NDB vão aportar US$ 600 milhões em energia renovável

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social e o Novo Banco de Desenvolvimento (NDB, na sigla em inglês) assinaram, nesta quarta-feira, 26 de abril, em Brasília, o primeiro empréstimo desta instituição para projetos no Brasil, no valor de US$ 300 milhões. A operação terá o objetivo de apoiar investimentos em geração de energia renovável. O NDB foi formado como um banco de desenvolvimento multilateral para investimento nos países formadores do BRICS - Brasil, Rússia, Índia, China e África do Sul.

O empréstimo do NDB contará com contrapartida local também no montante de US$ 300 milhões. Segundo o BNDES, a linha representa o início de uma parceria que tem como finalidade o desenvolvimento do setor de energias renováveis, por meio do apoio a projetos de geração eólica, solar, pequenas centrais hidrelétricas, a partir de biomassa, biogás e resíduos agrícolas. Estima-se que o empréstimo viabilizará investimentos que adicionarão em torno de 600 MW à capacidade de geração brasileira.

O BNDES usará os recursos do NDB para diversificar e ampliar suas fontes de recursos e promover suas linhas de financiamento existentes para o setor de energias alternativas, como já o faz com os recursos provenientes de outros organismos multilaterais e agências oficiais de crédito.

O empréstimo do NDB ao BNDES tem prazo de 12 anos, com um período de carência de três anos e meio, e taxa de juros baseada na Libor. Além da operação com o BNDES, já foram anunciadas pelo NDB duas operações com a China, que somam US$ 379 milhões, outras duas com a Índia, no valor de US$ 600 milhões, uma operação com a Rússia, no valor de US$ 100 milhões, e uma operação com a África do Sul, no valor de US$ 180 milhões.

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Capacidade instalada mundial de geração eólica chega a 486 GW em 2016

A geração de energia eólica no mundo cresceu 12,6% no ano passado, atingindo um total de 486,8 GW instalados em mais de 90 países. O levantamento conta da mais recente edição do "Global Wind Report: Annual Market Update", lançado nesta terça-feira, 25 de abril, pelo Conselho Global de Energia Eólica (GWEC, na sigla em inglês) em Délhi, na Índia. De acordo com o estudo, nove países fecharam 2016 com mais de 10 mil MW de capacidade instalada eólica: China, EUA, Alemanha, Índia, Espanha, Reino Unido, França, Canadá e Brasil, que instalou 2.014 MW de janeiro a dezembro de 2016.

Entre os mercados cuja geração eólica é mais representativa no conjunto da matriz elétrica estão Dinamarca, com 40%, de participação eólica; seguida de Uruguai, Portugal e Irlanda, todos com mais de 20% de penetração. Espanha e Chipre têm em torno de 20% de eólica na matriz elétrica, enquanto a Alemanha tem 16%. Grandes mercados como China, EUA e Canadá apresentam, respectivamente, 4%, 5,5% e 6% da sua energia proveniente do vento. A GWEC prevê que a capacidade instalada eólica mundial ultrapasse os 800 GW em 2021.

O documento considera a crise econômica do Brasil e projeta uma queda no investimento e na implantação de novos projetos já a partir de 2017, mas avalia que outros países da América do Sul poderão preencher a lacuna, especialmente Uruguai, Chile e a Argentina, país que intensificou presença no segmento. Até 2021, a entidade estima que o crescimento mundial continuará puxado pela Ásia, liderado pela China e tendo a Índia logo atrás. Em função da queda de preços, a Europa permanecerá líder no mercado offshore, agora com maior interesse de mercados norte-americanos e asiáticos.

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Incerteza na geração pode direcionar investimentos de players para a transmissão

A estreia de players do setor elétrico nos últimos leilões de transmissão pode indicar a falta de perspectivas para novos projetos de geração. Se por um lado ainda não há data para um leilão de reserva em 2017, no outro a transmissão aparece como um investimento atrativo após as mudanças em prazos e receitas que foram efetuadas desde o ano passado. Empresas como Equatorial Energia, EDP, Elektro, Celesc, Energisa e Engie participaram do certame realizado nesta segunda-feira, 24 de abril, "Estamos com sobrecontratação e o leilão de reserva deve ter intensa disputa em um espaço pequeno. As empresas estão virando a chave e apostando aonde existe espaço para crescer", explica Thais Prandini, diretora da Thymos Energia.

Para ela, as mudanças efetuadas se traduziram na vontade dos investidores. As RAPs mais atrativas resultaram em vários interessados nos lotes com intensa disputa. "Aquele preço teto superbaixo afastava o investidor", revela. O aumento do preço acabou por trazer um deságio definido pelo mercado. Ela esperava deságios acima de dois dígitos, mas alguns foram bem mais elevados que os prognósticos. "Alguns empreendimentos com deságios altos tiveram problemas para ir adiante, mas não foram todos", observa.

A entrada de novos players também surpreendeu. A indiana Sterlite Power Grid Ventures levou os lotes 10 e 15, localizado em Pernambuco. A performance da empresa no Brasil gera expectativa no setor, uma vez que no lote 10 o deságio chegou a mais de 50%. "Tem que ter muita cautela para ver o desenho deles", avisa. Quem também cria expectativa são os estreantes que não são do setor. Empresas de engenharia e até distribuidoras de bebidas vão implantar LTs. Segundo a diretora da Thymos, a atratividade dos lotes e os riscos pequenos na transmissão acabou trazendo esses novos investidores, o que não é comum na geração.

Para o coordenador do Grupo de Estudo do Setor Elétrico da Universidade Federal do Rio de Janeiro, Nivalde de Castro, o leilão foi um sucesso total. Segundo Castro, o modelo de contratação conseguiu atingir a maturidade sem necessitar da presença das subsidiárias do Grupo Eletrobras como âncoras nos consórcios. A entrada de players como a EDP, Elektro e Energisa reflete o ápice dessa maturidade. "É uma vitória da política pública, que vem sendo aprimorada em função da qualidade do corpo técnico do setor elétrico, de uma agência reguladora que trabalha com independência e de um ministério que tem na secretaria-executiva uma pessoa que conhece muito do setor", revela.

O professor também ressaltou que as novas condições apresentadas de aumento do prazo, lotes menores e prorrogações de contrato levaram ao bom resultado. Na opinião dele, a entrada de indianos no setor é um sinal que o setor se mostra atrativo, após a onda que já trouxe espanhóis, chineses para a transmissão.

O aparecimento de empresas tradicionais no setor, mas não na atividade de transmissão, é visto como uma comprovação do caminho acertado no estabelecimento de regras por parte do governo federal, na avaliação do presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales. Entre elas, ele cita EDP, Energisa, Elektro e Equatorial, que já atuou no leilão do ano passado. Ele destaca particularmente o retorno da Cteep, vencedores de cinco lotes e que voltou a participar das licitações no seu core business após alguns anos.

"O resultado positivo, tanto pelo grande deságio de 36,5% quanto pela RAP total de R$ 1,67 bilhão, mostra que não pode haver barreiras de entrada para competidores. Depois de anos, o governo cria leilões atraentes para o investimento", analisa Sales, que cita também a entrada do grupo indiano Sterlite Power Grid como uma das boas notícias trazidas com a leilão de hoje. Debutante no Brasil, a empresa arrematou o lote 10 com o maior deságio do dia, de 58,86%, e o lote 15, com uma queda 25,87% na RAP inicial.

O presidente da Acende Brasil observa que o setor de transmissão ainda representa um gargalo para setor elétrico, em razão do forte atraso na construção de conexões já contratadas, mas que ainda não podem escoar a produção de empreendimentos de geração já em operação - caso da hidrelétrica de Belo Monte. Apesar disso, segundo Sales, os resultados positivos dos últimos dois leilões comprovam o retorno da atratividade de projetos de transmissão, garantindo a viabilização de linhas importantes.

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Distribuidoras seguem à espera de solução de longo prazo para sobrecontratação

As distribuidoras seguem buscando uma solução de longo prazo para a sobrecontratação, já que o problema não está restrito ao que foi apurado em 2016 e se espera que continue em 2017, podendo se estender até 2020. “Nós mantemos um posição de querer transferir esse risco, independentemente se está sendo vantajoso ou não para as distribuidoras”, diz o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Nelson Fonseca Leite.

As distribuidoras defendem junto à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que seja considerada como involuntária a sobrecontratação oriunda da migração de consumidores para o mercado livre e da realização do leilão A-1 de 2015. O assunto chegou a ser colocado na pauta da diretoria da agência por duas vezes, mas foi retirado antes da votação. A expectativa é que uma decisão possa ser tomada em breve. “O pedido continua, não esmorecemos porque achamos que o justo é que a distribuidora não fique com esse risco”, afirma Leite.

O diretor de regulação da EDP Brasil, Donato Filho, defende que o risco relacionado à sobrecontratação é prejudicial do ponto de vista do negócio de distribuição. Ele lembra que a empresa precisa estar com um nível de contratação entre 100% e 105% de sua demanda para não sofrer penalidade administrativa nem arcar com perdas decorrentes da exposição, mas não tem qualquer benefício adicional por ser eficiente na administração da compra de energia. “Se tiver tudo certo e a empresa ficar entre 100% e 105% (da demanda), não ganha nada, fica no zero a zero, mas se seu planejamento der errado e ficar sub ou sobrecontratada, pode ser penalizada”, explica. Para ele, o risco é ruim porque a distribuidora não tem ferramentas suficientes para gerir seus contratos e acaba sujeita à volatilidade do preço spot.

Donato se refere particularmente ao fato de que, ao longo do tempo, as distribuidoras foram perdendo a capacidade de administrar a sobrecontratação em decorrência da migração de clientes para o mercado livre, que ao mesmo tempo passou a ser estimulada por mudanças no modelo e na matriz energética. De um lado, o diretor cita a entrada de novas térmicas na matriz elétrica nacional, viabilizadas para dar segurança ao sistema, mas que têm seus custos arcados exclusivamente pelas distribuidoras. E com a seca dos últimos anos, o custo com o despacho dessas usinas estimulou a migração dos consumidores. Por outro lado, o executivo lembra que a Medida Provisória 579, de 2012, sobre a renovação das concessões, resultou numa mudança nos portfólios das distribuidoras, e muitas perderam seus contratos de energia existente, os únicos que poderiam ser reduzidos como forma de fazer frente às oscilações da demanda.

“Ou seja, o movimento das tarifas estimulou a migração intensa de clientes, mas as distribuidoras não podiam reduzir seus contratos, o que gerou o problema das sobrecontratação”, resumiu. “Tem risco que é da distribuidora, como o risco do consumo se reduzir. Mas esse de migrar e não poder reduzir, isso não pode ser responsabilidade das distribuidoras”, acrescenta. O executivo acredita que a Aneel acatará o pedido das distribuidoras, no sentido de considerar a migração como involuntária, mas considera que será uma “decisão conceitual”, que exigirá que a agência reguladora avalie a situação das distribuidoras caso a caso.


Fonte: Agência Estado

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Leilão inverso será realizado até 31 de agosto, diz MME

O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou no Diário Oficial da União desta quinta-feira, 20 de abril, a Portaria no. 151 que traz as diretrizes para a realização do inédito leilão inverso, cujo objetivo é descontratar projetos de energia de reserva. O certame deverá ser realizado até 31 de agosto deste ano.

A intenção do governo é permitir, por meio de um processo competitivo, que agentes desistam de projetos já contratados, mas que hoje se tornaram economicamente difíceis de serem viabilizados. O distrato estará condicionado ao pagamento de um prêmio em dinheiro por parte dos agentes de geração em favor do governo.

O leilão inverso vem sendo gestado pelo governo desde o final do ano passado. A ideia é eliminar os "projetos de papel" para conhecer a real oferta de energia do sistema. Atualmente, o setor convive com um excesso de contratos que distorcem a real oferta de energia.

Os Contratos de Energia de Reserva (CER) são compras feitas pelo governo via leilão para dar segurança ao sistema elétrico nacional, portanto, não guardam relação direta com a demanda de mercado.

De acordo com a Portaria, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) será a responsável por elaborar o edital do certame. O MME definirá o limite máximo de energia a ser descontratada  com base em estudos feitos pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), os quais deverão considerar o atendimento aos requisitos de segurança no fornecimento do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Poderão participar do certame empreendimentos com contratos do tipo CER que não tenham iniciado o processo de comissionamento. Os agentes participantes deverão ofertar um "lance prêmio", em Reais por MWh, para cada projeto que queiram descontratar. O MME selecionará as propostas observando o critério de diferenciação das fontes energéticas.

Para fins de classificação, o lance prêmio será acrescido do preço de venda da energia, atualizado pelo índice previsto no CER para o mês anterior ao de realização do leilão, compondo o lance final.  Os lances finais serão ordenados de forma decrescente, do maior para o menor, tendo prioridade na descontratação a proposta com maior lance final. Em caso de empate, o desempate será realizado pelo maior preço contratual, seguido pela maior quantidade contratada e, caso persista o empate, por seleção randômica.

A consultoria Thymos Energia estima que o leilão de descontratação de energia de reserva deve movimentar 1.500 MW médios, principalmente usinas eólicas e solares de pequeno porte. O cálculo considera o volume de projetos contratados nos últimos anos e que não estão sendo implantados no ritmo adequado. A viabilização dessas usinas com problemas demandaria investimentos de R$ 3 bilhões.

 

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Transmissão: novas concessões demandarão R$ 38,8 bilhões de investimento até 2022, diz EPE

O conjunto de projetos previstos no planejamento da expansão do setor de transmissão deverá demandar R$ 38,8 bilhões de investimentos até 2022, sendo R$ 25,9 bilhões em linhas de transmissão e R$ 12,9 bilhões em subestações. Os números foram divulgados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e fazem parte do Programa de Expansão da Transmissão (PET).

O documento contempla todas as obras de expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN) definidas em estudos de planejamento da EPE concluídos até janeiro de 2017, com vistas a garantir as condições de atendimento aos mercados e os intercâmbios entre as regiões, mas que ainda não foram licitadas ou autorizadas. Considerando as regiões Norte, Nordeste, Sul, Sudeste e Centro-Oeste, há previsão de licitar 21.503 km de linhas e 54 subestações/pátios.

Em relação à versão anterior do PET (2016, 2º semestre), foram acrescidas três novas subestações e cerca de 500 km de linhas, com investimentos estimados em R$ 945 milhões. Contudo, houve a exclusão de 12 subestações e de 4.600 km de linhas, objeto de licitação nos leilões de transmissão realizados e autorizações, totalizando investimentos da ordem de R$ 8,5 bilhões.

 

A EPE explicou que optou por não incluir as obras que se encontram em processo de caducidade ou cujo processo foi finalizado recentemente (ex.: obras da Abengoa, Braxenergy e MGF), as quais possivelmente demandarão novo processo de outorga. Junto com o PET, também consta o plano de Expansão de Longo Prazo (PELP), Ciclo 2017 – 1º semestre.  As informações estão agrupadas conforme o horizonte de planejamento: constam no capítulo do PET as obras até o ano 2022, enquanto o capítulo do PELP contempla as obras a partir do ano 2023.

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Investimento em energia limpa recua 17% no primeiro trimestre, aponta BNEF

Um levantamento feito pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF) aponta que o investimento mundial em energia limpa totalizou US$ 53,6 bilhões no primeiro trimestre deste ano. Esse volume de aportes representa 17% menos em relação ao primeiro trimestre de 2016. Os pontos fortes incluíram US$ 1,4 bilhão de ações emitidas pela Tesla e o estimado investimento de US$ 650 milhões pela Enel em seu complexo fotovoltaico de 754MW em Villanueva, no México.

As características mais fracas dos investimentos incluíram a queda de 60% em financiamentos eólicos offshore em relação ao ano anterior, caindo de US$ 11,5 bilhões no primeiro trimestre de 2016, para US$ 4,6 bilhões no mesmo período em 2017. Os Estados Unidos registraram US$ 9,4 bilhões investidos no primeiro trimestre, uma queda de 24%, e a China registrou US$ 17,2 bilhões, uma queda de 11%.

Na análise de Jon Moore, executivo-chefe da BNEF, o primeiro trimestre deste ano reflete, mais uma vez, a queda nos custos médios de capital por megawatt para energia eólica e solar. Esta tendência, comenta, significa é possível financiar quantidades equivalentes de capacidade nessas tecnologias com menos necessidade de recursos. Os analistas da BNEF esperam que tanto a energia eólica, quanto a solar, registrem números similares - ou maiores - de megawatts instalados do que no último ano.

Os maiores projetos financiados incluíram o parque eólico offshore de 497 MW de Hohe See na Alemanha, com US$ 1,9 bilhão, e a matriz de energia eólica offshore CPI Binhai H2 da China, com 400 MW, por US$ 911 milhões. Em energia eólica onshore, o maior negócio foi para o portfólio de energia da Texoma, nos EUA, com 500 MW. Em painéis solares fotovoltaicos, a maior transação foi Villanueva no México, enquanto em geotérmica, foi a usina Supreme Energy Muara Laboh de 80 MW e US$ 590 milhões.

A categoria de projetos solares de pequena escala de menos de 1 MW apresentou um recorde de US$ 10,7 bilhões para o primeiro trimestre, 8% acima do mesmo trimestre do ano anterior. O investimento dos mercados de ações para energia limpa saltou 215% em relação ao ano anterior para US$ 2,1 bilhões devido, principalmente, ao reforço de capital da Tesla que captou US$ 977,5 milhões por meio de uma emissão conversível e outros US$ 402,5 milhões por meio de uma emissão secundária de ações.

Além dos recuos apontados nos Estados Unidos e na China, houve uma queda de 91%, para US$ 1,2 bilhão, no Reino Unido, onde não houve nenhum financiamento eólico offshore novo para comparar com o resultado do ano passado. No entanto, o investimento alemão aumentou 96% em relação ao ano anterior com US$ 3 bilhões, enquanto a França cresceu 145%, com US$ 1,1 bilhão, e o Japão 36% com US$ 4,1 bilhões.

Os países em desenvolvimento também tiveram resultados variados no primeiro trimestre. O investimento indiano foi de US$ 2,8 bilhões, com uma queda de apenas 2%, enquanto do México aumentou 47 vezes com US$ 2,3 bilhões e o Brasil caiu 3% com US$ 1,8 bilhão.

 

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Em três anos, Brasil desperdiçou 143 TWh, diz Abesco

A Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia (Abesco) aponta que nos últimos três anos o Brasil desperdiçou 143.647 GWh, ou seja, um volume 1,4 vezes maior que toda a produção de energia elétrica de Itaipu em 2016 e um potencial de economia de R$ 61,7 bilhões. De acordo com a associação, o desperdício só não foi maior porque o país entrou em recessão e a produção industrial caiu drasticamente entre 2015 e 2016.

”O potencial nominal de economia de energia diminuiu de 48.582,17GW em 2014 para 47.455,74GW em 2016, uma redução de 2,37% no período. Considerando que nos últimos dois anos o Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil caiu 7,4% (3,8% em 2015 e 3,6% em 2016) podemos dizer que se o país não tivesse tido recessão (mesmo sem crescimento) o potencial de economia seria aproximadamente maior em 5%”, explica o presidente da Abesco, Alexandre Moana.

 

Para o especialista, os resultados apenas confirmam a importância de um amplo envolvimento do governo para que haja um crescimento sustentável de eficiência energética em todas as esferas consumidoras e do setor elétrico como um todo. “Somente o potencial de economia de energia de 2016 (47.455GW) daria para abastecer durante um ano inteiro cidades como Águas de Lindóia e Piracaia ou seis meses de consumo de cidades como Presidente Prudente, Mogi Mirim, Marília, Carapicuíba, Botucatu ou Bragança Paulista”, finaliza. Essas cidades ficam no interior do estado de São Paulo.

 

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Proposta sobre impactos de recontabilizações anteriores a 2015 entra em audiência pública

A Agência Nacional de Energia Elétrica abriu audiência pública para discutir procedimentos de apuração dos efeitos financeiros resultantes de recontabilizações da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica anteriores a janeiro de 2015. A agência analisou o período entre setembro de 2012 e setembro de 2016, e propôs que o repasse dos efeitos de futuras recontabilizações seja condicionado à relevância do impacto tarifário e do prazo de decadência de cinco anos.

No caso dos contratos de compra de energia das distribuidoras anteriores a janeiro de 2015, a recomendação é de que não seja feito nenhum ajuste nos montantes em razão de recontabilização. A Aneel concluiu que há pouca variação nos valores dos contratos.

Para os casos de recontabilização da carga de uma distribuidora, quando há correção de um dos pontos de medição ou na modelagem empregada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, a conclusão é de que podem haver impactos significativos para a empresa. Por isso, a sugestão é de que sejam recalculadas a sobrecontratação de energia e a variação de custos da Parcela A (CVA) das distribuidoras que tiveram recontabilizações relevantes de carga de janeiro de 2012 a dezembro de 2014. Essa revisão do cálculo deve ser feita nos processos tarifários de 2017. 

Nas situações em que a recontabilização da carga de uma distribuidora afetou as demais no periodo analisado, a sugestão é de sejam recalculados os impactos sobre as perdas de todas as outras empresas. Os valores da sobrecontratação e dos custos financeiros da CVA também serão reconhecidos na tarifa. As contribuições  à audiência pública devem ser enviadas desta quarta-feira, 12, até o dia 11 de maio para o e-mail ap014_2017@aneel.gov.br, ou para o endereço Aneel – SGAN Quadra 603 – Módulo I Térreo/Protocolo Geral, CEP 70.830-110, Brasília–DF.

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Aneel propõe receita extra para hidrelétricas antigas investirem em melhorias

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu por unanimidade nesta terça-feira colocar em audiência pública uma proposta que prevê um adicional na receita de hidrelétricas antigas, que já renovaram suas concessões, para viabilizar investimentos em melhorias. A Reuters publicou no final do ano passado que a agência pretendia colocar essa proposta em debate em 2017. A medida tem como alvo as usinas que renovaram concessões no final de 2012 e que pertencem principalmente a grupos estatais, como a Eletrobras. Na época, o governo federal propôs que essas usinas passassem a operar com uma receita menor, uma vez que os investimentos feitos nos empreendimentos já haviam sido pagos ao longo dos contratos.

A Aneel apontou, no entanto, que as usinas que aceitaram essas novas condições têm apresentado deterioração na qualidade do serviço prestado, com uma disponibilidade bem menor que a das demais hidrelétricas. As empresas reclamaram ao regulador que as usinas antigas, com receita menor, não possuem um fluxo de recebíveis suficiente para ser oferecido em garantia a financiamentos, o que dificulta investimentos em modernização. Pela proposta da Aneel, seria calculado um adicional de receita para essas usinas, e esses recursos poderiam ser utilizados livremente pelas empresas para custear melhorias. A adesão à nova regra, que seria viabilizada por um aditivo contratual, seria voluntária.

A Aneel não citou números ou valores, mas disse que a metodologia para cálculo dessa receita adicional seria semelhante à adotada na definição das receitas de hidrelétricas existentes cuja concessão foi relicitada no final de 2015. Na ocasião, a Aneel determinou um adicional na receita dessas usinas para custear investimentos futuros. A proposta deve ser fechada pela Aneel após o final da audiência pública, que vai até 12 de maio.

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Abel Holtz, consultor: Temos que começar já!

Cada dia fica mais difícil perceber o que vamos vivenciar dentro de poucos meses quando falamos de sobrecontratação ao tempo no qual noticiam que as térmicas serão ligadas principalmente no Nordeste, que o potencial hidroelétrico remanescente que fica na Amazônia, apesar de ter apurados estudos quanto aos impactos socioambientais, são engavetados, algumas das usinas existentes estão em litigio ou têm problemas com o GSF, as térmicas a gás natural não sabendo por quanto tempo serão acionadas não podem firmar contratos de fornecimento de combustível de longo prazo com preços mais baratos, as usinas das fontes eólicas, solares e biomassa sofrem impacto de custos de financiamento mais altos ou que perdem a escala da cadeia produtiva, as linhas de transmissão sofrem atrasos mensuráveis e não ficam prontas para atender o despacho das usinas, retirando em alguns casos a rentabilidade do empreendimento de geração, as indenizações de transmissoras e geradoras ainda sem definição clara, e ao final os consumidores terão que pagar mais caro pela energia a que venham consumir.

Entendendo que os problemas não são somente esses ainda vamos conhecer as novas projeções das necessidades futuras para os próximos dez anos que apontam para incremento de mais de 15.000 MWmedios de novas usinas considerando, queremos crer, a continuidade da importação da cota parte de energia de Itaipu de propriedade do Paraguai, como também, a continuidade da eficiência dos ventos e incremento da fonte solar, já que as hidrelétricas estão “amarradas”, as térmicas continuarão operando sazonalmente, e as nucleares, além da desistência internacional desta fonte em muitos dos Países no mundo, estaríamos incitando os ambientalistas, e como afirmam novas unidades somente poderão ser iniciadas com a participação privada e após a operação de Angra 3.

Para as novas projeções de incremento da oferta vamos aguardar a publicação do novo PDEE nos meses vindouros.

Agora com relação à cota parte do Paraguai em Itaipu como já foi referenciado pelo novo diretor-geral brasileiro na Itaipu Binacional, teremos que estabelecer o novo regramento para operação da usina e comercialização da energia na realidade que se impõe após o fim do prazo do atual Tratado. Temos também que definir se a partir do termino das regras atuais em 2023, as distribuidoras que hoje mandatoriamente por Lei especifica são obrigadas a absorver a energia a preços definidos pela Agência Reguladora para potência de sua parcela, ou mesmo, se os preços a serem praticados a partir daí, considerarão a máxima de que terão que ser mais baratos porque a usina estará amortizada, mesmo considerando os investimentos já definidos para modernização dos atuais equipamentos e controles, ou como já foi “esquecido”, aplicação deste conceito na relicitação das hidrelétricas que será realizada em setembro, como afirma o Ministério da Energia, não foi utilizada.

A pergunta que pode deixar de ser feita: Será que o nosso parceiro, o Paraguai, pensaria desta mesma forma? Pelo que já foi publicado na imprensa daquele País, não. Pensam até em preços da ordem de US$ 84.00 por Megawatt hora para a venda da energia ao Brasil e outros compradores.

Do lado do Paraguai também há ajustes a serem feitos na estrutura da mesma Itaipu Binacional, tendo presente que hoje, os valores pagos pela energia da cota parte, deduzidos os custos de operação, são direcionados ao Tesouro Nacional e na nova realidade em 2023 sendo a empresa Administracion Nacional de Electricidad (ANDE) a operadora e a comercializadora da energia cremos que não gostaria de ter uma estruturação como aquela que hoje está definida no Tratado Binacional.

Devemos começar a estruturar a nova realidade desde já como colocou o novo diretor-geral brasileiro da Itaipu Binacional, pois além da nova roupagem do Tratado, a redefinição ou não da forma e do responsável pelo comando da operação hoje com ditames dados pelo Sistema Elétrico Brasileiro, a permanência ou não da legislação que foi imposta ainda no regime militar, para que as distribuidoras brasileiras sejam obrigadas a comprar a energia, se a energia desta cota parte será escalonada de tal forma que possamos no Brasil construir novos empreendimentos na mesma cadencia, etc...

O tempo é curto, 2023 esta logo ali. Devemos por fim lembrar que, o quer que venha a ser discutido e definido neste caso, orientará as definições para outros empreendimentos já identificados com outros dos nossos vizinhos e, lembrando ainda que, tanto no Paraguai como no Brasil, em 2018 teremos eleições presidenciais definindo novos atores e eventualmente conceitos não convergentes. Portanto temos que começar a estudar o tema e iniciar negociações para que tenhamos definido antes do termino dos atuais mandatos presidenciais a estrutura que permitirá a continuidade da cota parte do Paraguai a suprir nossa demanda em condições aceitas pelas Partes.

Abel Holtz é engenheiro e empresário estuda e desenvolve trabalhos na área de concessões particularmente no setor elétrico

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Carga de energia aponta recuo de 1,9% em abril, atualiza ONS

A carga nacional de energia elétrica, representada pelo consumo mais as perdas de energia, deverá atingir 66.926 MW médios em abril, o que representa um recuo de 1,9% em relação ao mesmo mês de 2016. Na semana passada, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estimava um recuo de 1,4%. Segundo o ONS, apenas o Nordeste deve apresentar avanço positivo na carga (3%) em abril, com quedas de 2,6% no Sudeste/Centro-Oeste, de 4,4% no Sul e de 0,7% no Norte. A informação foi divulgada nesta sexta-feira, 7 de abril.

O ONS ainda atualizou a previsão de chuvas que poderá chegar aos reservatórios das hidrelétricas em abril, medido pela Energia Natural Afluente (ENA). A expectativa é que o Sudeste receba 70% da Média de Longo Termo (MLT), ante uma previsão de 68% para o mês. O Sudeste é o principal reservatório por representar 70% da capacidade de armazenamento de energia do país. Houve melhora no Sul, para 85% da MLT ante 75%; no Nordeste, para 26% da MLT ante 22%; e no Norte, para 76% da MLT ante 72%.

Com uma previsão hidrológica mais positiva e um recuo da carga, o custo marginal de operação reduziu de R$ 420,28/MWh para R$ 351,28/MWh, em média, para os subsistemas Sudeste e Sul. O Nordeste passou de R$ 425,71/MWh para R$ 344,39/MWh. O Norte segue com CMO nulo.

 

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Estudo quer ampliar Objetivos de Desenvolvimento Sustentável no setor elétrico

Ampliar as discussões entorno dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável na área de energia elétrica é o objetivo do documento "Integração dos ODS no Setor Elétrico Brasileiro". O estudo parte de uma iniciativa do Pacto Global, braço das Nações Unidas para temas que envolvem sustentabilidade e desenvolvimento no mundo, e conta a promoção dos grupos Enel e CPFL. A ação, lançada nesta quinta-feira (6) durante evento em São Paulo, tem ainda o apoio de associações do setor como Abradee, Abrajet, Apine e Abeeólica, que compartilharão as premissas e diretrizes da iniciativa com seus associados.

A ideia do trabalho é desenvolver um estudo setorial pioneiro envolvendo o mercado de energia – distribuição, geração, transmissão e comercialização – com dados do setor, direcionamentos e sugestões de práticas para cumprir os objetivos de desenvolvimento sustentável. Também lançado hoje, o trabalho "Integração dos ODS na Estratégia Empresarial – Um Contribuição do Comitê Brasileiro do Pacto Global (CBPG) para a agenda 2030" foi desenvolvido pela Rede Brasil do Pacto Global, por meio do GT Energia e Clima e GT ODS. CPFL e Enel atuam conjuntamente na promoção do estudo, realizado pela FEARP/USP.

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Capacidade do parque gerador brasileiro chega a 152 mil MW em fevereiro

A capacidade instalada do parque gerador do país atingiu 152 mil MW em fevereiro deste ano, 9,7 mil MW a mais na comparação com o mesmo mês de 2016. De acordo com dados do Boletim Mensal de Monitoramento produzido pelo Ministério de Minas e Energia, nos 12 meses findos em fevereiro foram acrescidos 5.891 MW de fonte hidráulica, 2.221 MW de eólica, 1.651 MW de térmicas e 1 MW de solar.

O levantamento, divulgado pelo MME nesta quarta-feira, 5 de abril, compila ainda um montante de 98 MW de geração distribuída adicionados a partir de janeiro deste ano, dos quais 66 MW referem-se à fonte solar, 15 MW à fonte térmica, 10 MW à fonte eólica e 7 MW à CGH.

A fonte hidráulica lidera também a produção total de energia elétrica para atendimento ao Brasil, chegando a 80,8% do total gerado em janeiro de 2017 – 2,6 pontos percentuais superior ao verificado no mês anterior. Já o consumo no primeiro mês do ano atingiu 51.031 GWh, incluindo autoprodução e acrescido das perdas. O valor é 4,4% superior ao verificado em dezembro de 2016.

O número de unidades consumidoras residenciais cresceu 2,1% em 12 meses. Apenas em fevereiro entraram em operação comercial 174,5 MW de capacidade instalada de geração, 12 km de linhas de transmissão e 1.422 MVA de transformação na rede básica.

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Raphael Gomes, advogado: A descontratação de energia de reserva e a expectativa de novos leilões

I - DO CONTEXTO DA ALTERAÇÃO NORMATIVA

A recessão econômica pela qual passa o Brasil, aliada ao forte aumento das tarifas em 2015, ocasionou a queda do consumo de energia elétrica e o aumento da migração de consumidores potencialmente livres para o Ambiente de Contratação Livre - ACL.

Tais fatos foram agravados, ainda, por uma série de medidas políticas, nos anos de 2012 e 2013, que resultaram em queda artificial e momentânea nas tarifas para os consumidores cativos, o que contribuiu para aumento da demanda e obrigou as Distribuidoras a participarem de "leilões emergenciais", nos quais tiveram que adquirir energia praticamente ao preço teto do PLD.

Esse sucinto cenário ajuda a explicar o tão discutido desequilíbrio na contratação de energia pelas Distribuidoras.

As Distribuidoras, que há 3 anos estavam tendo problemas de fluxo de caixa devido às seguidas exposições ao Mercado de Curto Prazo (subcontratadas), hoje possuem energia excedente à sua carta (sobrecontratadas), ultrapassando o limite regulatório de 105% de contratação, o qual permite o repasse dos custos de aquisição de energia para a tarifa.

Objetivando minimizar a atual situação de sobrecontratação, o Governo Federal e ANEEL já tinham adotado uma série de medidas, dentre as quais se destacam:

a) a edição da Resolução Normativa ANEEL nº 711/2016, que tornou mais atrativa a metodologia de celebração de acordos bilaterais no Ambiente Regulado;

b) a alteração do art. 4º da Lei nº 9.074/95, que abre a possibilidade de as Distribuidoras venderem energia elétrica para Consumidores Livres e Especiais; e

c) o cancelamento do 2º Leilão de Energia de Reserva de 2016, apenas 5 dias antes da realização do certame.

Considerando que tais medidas não foram suficientes para resolver por completo o problema, foi publicado, no último dia 31.03.2017, o Decreto nº 9.019, que trata da possibilidade de descontratação de energia de reserva mediante a realização de mecanismo oneroso e competitivo.

II - DAS REGRAS PARA A DESCONTRATAÇÃO DE ENERGIA DE RESERVA

Conforme nova redação dada ao Decreto nº 6.353/2009, a descontratação ocorrerá por meio de mecanismo competitivo, conforme Edital a ser publicado pela ANEEL, seguindo as diretrizes do Ministério de Minas e Energia - MME. A quantidade de energia a ser descontratada será determinada por meio de estudos da Empresa de Pesquisa Energética- EPE.

Poderão participar do certame os vencedores de Leilões de Energia de Reserva que (i) já tenham firmado o Contrato de Energia de Reserva - CER; e (ii) não tenham entrado em operação em teste.

Sagrar-se-á vencedor do mecanismo aquele empreendedor que oferecer o maior “prêmio”, em contrapartida à descontratação. O valor a ser pago será revertido para a Conta de Energia de Reserva - CONER, diminuindo o valor do encargo a ser pago pelos consumidores.

A eficácia da descontratação estará condicionada, além do pagamento do prêmio, ao distrato do CER, cancelamento da habilitação no REIDI e renúncia ao direito relativo a qualquer indenização pelo distrato contratual.

Aspecto importante a ser avaliado pelos empreendedores, é o fato de que o vencedor do procedimento competitivo de descontratação estará proibido de participar dos 2 (dois) Leilões de Energia de Reserva subsequentes. Tal proibição poderá, ainda, conforme Edital a ser divulgado, ser estendida às subsidiárias e controladas da empresa vendedora.

III - CONCLUSÕES E PERSPECTIVAS

A viabilização da descontratação de energia de reserva era uma medida aguardada com ansiedade por grande parte do Setor Elétrico.

Se, por um lado, as Distribuidoras necessitam equilibrar seu portfólio em razão das previsões frustradas de crescimento da demanda em razão da crise econômica, por outro, os consumidores deixarão de arcar com Encargos de Energia de Reserva ainda maiores por uma energia que hoje não lhes é necessária.

O novo mecanismo trouxe, também, a possibilidade de solução para aqueles empreendedores, principalmente solares, que se encontram em atraso nas obras. A preocupação desses vendedores havia aumentado com o veto presidencial ao artigo da Medida Provisória nº 735/2016 que possibilitava a descontratação mediante, no máximo, a retenção de 30% da Garantia de Participação no Leilão.

Adicionalmente, espera-se que, com a descontratação de empreendimentos de energia de reserva (que muito provavelmente não iriam ser concluídos), o MME e a EPE possam ter uma visão melhor da necessidade de expansão da geração para os próximos anos e, finalmente, começar a trabalhar em um calendário concreto para a realização dos próximos Leilões de energia eólica e solar.

Juntamente com o equilíbrio da contratação das Distribuidoras, é de vital importância a realização de novos leilões para incentivar a nacionalização da cadeia produtiva para a energia solar e a sua consolidação para a energia eólica, buscando a sedimentação dessas fontes renováveis em nossa matriz, bem como gerar mais empregos e reduzir seus custos de produção, o que, por uma outra vertente, também trará benefícios incontestáveis para o usuário de energia elétrica.

Raphael Gomes é advogado da área de energia do Demarest

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