ONS espera encolhimento da carga elétrica em janeiro

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estima que a carga de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) em janeiro deverá atingir 72.353 MW médios, redução de 1,1% em relação a janeiro de 2019, informou o órgão nesta sexta-feira, 27 de dezembro. A carga representa a soma do consumo de energia elétrica do país mais as perdas elétricas da rede.

Segundo o documento, os subsistemas Sudeste e Sul deverão apresentar variações negativas de 2,7% e 2,2%, respectivamente, considerando a mesma base de comparação (jan/20 – jan/19). Por outro lado, são esperados aumento da carga nas regiões Norte (6,2%) e no Nordeste (2,9%).

Reservatórios

De acordo com ONS, os reservatórios do Sudeste devem fechar o ano com 24,9% de capacidade máxima; Para o Sul, Nordeste e Sudeste são esperados 35,1%, 39% e 21,6%, respectivamente.

Em dezembro, a hidrologia também não está favorável, pois são esperadas ENAs (Energias Naturais Afluentes) no Sudeste de 75% da Média de Longo Termo (MLT); 64% no Sul; 29% no Nordeste; e 58% no Norte.


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Por custo e sustentabilidade, empresas retomam autoprodução de energia

Os investimentos em autoprodução de energia elétrica voltaram ao radar das grandes indústrias. Incentivadas pela redução nos custos das fontes renováveis de energia, pelo aumento dos preços da eletricidade e por compromissos ambientais para tornar as suas operações mais sustentáveis, empresas de diferentes segmentos passaram a investir ou firmar parcerias para viabilizar a construção de novos empreendimentos eólicos e solares.

O movimento retoma uma tendência registrada entre a segunda metade dos anos 90 e o início dos anos 2000, quando indústrias eletrointensivas investiram na construção de novas hidrelétricas para ter acesso a uma fonte de energia mais barata. Foi nesse contexto que grandes empresas de mineração e siderurgia do País, como Vale, Votorantim, Alcoa e CSN, participaram da implementação de empreendimentos como Machadinho (RS/SC), Estreito (TO/MA) e Igarapava (MG/SP).

Restrições ambientais para a construção de novos projetos hidrelétricos, até então a fonte de energia elétrica mais barata, e o surgimento do mercado livre reduziram drasticamente os investimentos em autoprodução nos últimos 15 anos. A promessa de reduzir a conta de luz em 30% “da noite para o dia”, por meio da negociação direta com geradores ou comercializadores, fez com que as indústrias optassem pela migração para o ambiente livre de contratação.

Com o advento de novas tecnologias e modelos de negócio, o investimento em autoprodução tem atraído, desta vez, não apenas os eletrointensivos, mas também indústrias que desejam uma pegada mais sustentável e eficiente para as suas operações. É o caso da cervejeira Ambev. A empresa definiu duas metas até 2025: consumir 100% da sua energia elétrica de fontes renováveis e reduzir em 25% as emissões de carbono em toda a sua cadeia de valor.

Um dos primeiros passos para o cumprimento da estratégia foi a parceria com o fundo de investimento Casaforte para a construção de uma usina eólica de 80 MW de capacidade na Bahia. A cervejeira firmou contrato de R$ 600 milhões para compra de energia por 15 anos para viabilizar o projeto, que vai atender a 100% da demanda das fábricas da Budweiser e 100% das unidades fabris no Nordeste. “O projeto vai representar 35% da nossa meta de consumo”, afirmou o vice-presidente de Sustentabilidade e Suprimentos da Ambev, Rodrigo Figueiredo.

Para cumprir os outros 65%, Figueiredo afirmou que a Ambev aposta em usinas solares e em outros projetos eólicos. Além dessa frente, a Ambev também anunciou a construção de 31 usinas solares, no modelo de geração distribuída, para abastecer os seus quase 100 centros de distribuição pelo Brasil. A cervejeira firmou contratos de dez anos no valor de R$ 140 milhões com quatro empresas, que investirão R$ 50 milhões nas 31 plantas.
Unipar

Fruto dos ganhos de escala e do aumento de eficiência das turbinas, o preço da energia eólica teve uma queda substancial nos últimos dez anos. Em 2009, quando a fonte entrou com mais força nos leilões de energia nova, os investidores vendiam a oferta entre R$ 130/MWh e R$ 150/MWh. Hoje, esses valores variam entre R$ 80/MWh e R$ 100/MWh. Essa expressiva redução chamou a atenção da Unipar Carbocloro, que foi o primeiro consumidor livre do País a firmar um contrato de migração para o mercado livre em 1999 com a estatal Copel.

No começo de novembro, a Unipar constituiu uma joint venture com a geradora AES Tietê para a construção de um parque eólico de 155 MW na Bahia, um investimento total de R$ 620 milhões. Quando estiver operando em 2023, a usina fornecerá energia suficiente para 30% da demanda por energia elétrica do grupo. Os outros 70% serão adquiridos no mercado livre, mas a ideia é ampliar a participação da autoprodução.

“Se existirem novas opções de projetos, vamos considerar a possibilidade”, afirmou o presidente da Unipar, Aníbal do Vale. Hoje, a energia elétrica representa em torno de 40% dos custos variáveis da empresa química.

A Braskem também demonstra interesse em projetos de fontes renováveis. A empresa firmou um contrato de 20 anos com a francesa EDF no valor de R$ 400 milhões, que está viabilizando a construção de uma usina eólica de 33 MW na Bahia do Complexo Folha Larga.

O diretor de Energia da petroquímica, Gustavo Checcucci, disse que a Braskem também avalia investimentos em fontes renováveis. Com 25% da demanda suprida por autoprodução, a empresa tem intenção de ampliar o porcentual, mas sem cravar uma meta. “A autoprodução é um modelo diferente. A expectativa é que você seja mais competitivo do que em um contrato no mercado livre, mas o risco também é maior porque a indústria assume a gestão do ativo.”


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Fitch indica estabilidade no setor elétrico em 2020

Relatório da Agência de Classificação de Risco Fitch Ratings indica que a perspectiva para o setor elétrico em 2020 é estável. De acordo com ela, os fundamentos sólidos do setor, aliados a expectativa de crescimento de 2,2% no consumo no ano que vem, com condições satisfatórias de financiamento de projetos. Ainda de acordo com a agência, a alta no consumo deve trazer mais caixa para geradoras e distribuidoras, porém os reservatórios baixos podem trazer volatilidade aos preços e pressões aos fluxos de caixa.

A Fitch também espera que os ratings das empresas do setor fiquem estáveis no ano que vem. Segundo a agência, todas as classificações tinham perspectiva estável, contra 93% no começo do ano. Porém , a busca por novos projetos, fusões e aquisições poderá impactar os ratings. Em 2019, Cemig, Copel e as distribuidoras do grupo Equatorial classificadas pela agência forma elevadas, contra nenhum rebaixamento nos vinte grupos avaliados publicamente pela Fitch. Os elevados ratings do setor de energia refletem a previsibilidade da transmissão, os contratos de venda médio-longo prazo no de geração e o monopólio das distribuidoras em suas áreas de concessão.

A privatização da Eletrobras tem certo destaque no relatório. A aposta da agência é que a venda ocorra em 2020 e que ao menos a maior parte dos recursos da capitalização da seja direcionada ao governo como pagamento de outorga em troca de condições de venda de energia mais favoráveis em seus ativos de geração.

“Com a expectativa de retomada do crescimento econômico no Brasil, o equilíbrio de oferta e demanda de energia será testado, dada a evolução da demanda por energia e a situação dos reservatórios hídricos”, explica Wellington Senter, Analista Sênior da Fitch. Os pontos que deverão ser observados em 2019 são a tendência de desalavancagem mesmo com fortes investimentos no ano; o fortalecimento da geração operacional de caixa; o perfil de liquidez e de vencimento de dívida em patamares adequados aos ratings; e as possíveis alterações regulatórias.

A alavancagem financeira das empresas avaliadas pela Fitch no setor de energia elétrica deve continuar administrável, com a média da relação dívida líquida/EBITDA se reduzindo para menos de três vezes em 2020. Já o caixa deve ser fortalecido e impulsionado, dentre outros, pela entrada em operação de ativos. A  liquidez e o perfil de dívida do setor devem se manter adequados O bom acesso do setor a financiamentos e ao mercado de capitais pode permitir manter caixa em patamares próximos a uma a dívida de curto prazo.

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ONS: próxima semana deverá ter pequeno aumento nas afluências

A revisão semanal do Programa Mensal da Operação para a semana de 21 a 27 de dezembro indica que haverá um pequeno aumento nas afluências, com exceção do Sul, onde ocorrerá aumento mais significativo em sua previsão. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico, a previsão mensal de dezembro sinaliza a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, menos no Sudeste que vai ficar próximo da média histórica.

O Sudeste deverá terminar dezembro com Energia Natural Afluente de 41.635 MW med, o mesmo que  87% da média de longo termo armazenável. No Nordeste, ela deve ficar em 4.452 MW med ou 45% da MLT. Na região Norte, a ENA deve ficar em 4.756 MW med, que é 57% da MLT e no Sul, os 5.279 MW med significam que as afluências serão 68% da MLT.

A carga no Sistema Interligado Nacional deve crescer 1,6% na comparação com dezembro de 2018, ficando em 68.901 MW med. A sinalização de melhora em segmentos industriais traz a perspectiva de aumento na carga. O Sudeste é a única região em que ela vai cair, recuando em 0,6%, devido a chuvas e temperaturas mais amenas durante nos dez primeiros dias do mês. O Norte vai ter o maior aumento de 8,4%, puxado pela retomada de carga de um consumidor livre da rede básica e com sua carga reduzida desde abril de 2018. O Nordeste vai ter no mês aumento de 6,2%, subindo na comparação pelas baixas temperaturas do ano passado. A taxa de crescimento no Sul chega a 1,8%.

A média semanal do Custo Marginal da Operação deverá ficar em R$ 193,28/ MWh na próxima semana. Nas cargas pesada e média, o valor para todos os submercados é de R$ 194,65/ MWh. A carga leve fica em R$ 192,23/MWh em todos os submercados.


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Leilão de projetos de transmissão de energia tem deságio recorde e atrai R$4,2 bi

 Um leilão de concessões para novos projetos de transmissão de energia realizado pelo governo nesta quinta-feira deverá viabilizar 4,2 bilhões de reais em investimentos, após ter registrado concorrência histórica, com a atração de propostas para todos os empreendimentos ofertados.

A elétrica Cteep, controlada pelo grupo colombiano ISA, foi o principal destaque da licitação, ao arrematar 3 dos 12 lotes de projetos do certame, enquanto a Neoenergia, da espanhola Iberdrola, também levou um projeto. Empresas de engenharia e construção também tiveram forte presença na licitação, confirmando projeções de especialistas.

Mansueto: 'Se não privatizar a Eletrobras, será um crime contra o povo brasileiro'

A intensa disputa entre investidores pelos contratos para a construção e futura operação dos empreendimentos levou a um deságio médio de 60,3% na receita a ser recebida pelas empresas em relação ao teto estabelecido para cada lote, um recorde, destacou a secretária especial do Programa de Parcerias de Investimentos do governo federal, Martha Seiller.

— Como a gente brinca, nunca antes na história desse país... nunca tínhamos ultrapassado a marca de 60% de deságio — comemorou ela em coletiva de imprensa após o leilão.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) destacou que houve em média 10 empresas na competição por cada projeto do certame, também uma marca histórica.

Além de Cteep e Neoenergia, também sagraram-se vencedoras no leilão a Zopone Engenheria, que levou um lote sozinha e um por meio do consórcio Norte, junto à Sollo Participações; o consórcio VSF Transmissoras, formado por kf Participações e JAP Participações, também com dois lotes; e as empresas Barolo Participações e Engepar, com um projeto cada.

Além dessas companhias, elétricas como Equatorial, Energisa, Cemig, Taesa e a chinesa State Grid e sua controlada CPFL chegaram a apresentar lances no certame, mas passaram em branco em meio à acirrada disputa.

Os projetos arrematados pela Cteep (1, 6 e 7) deverão demandar cerca de 1,33 bilhões de reais em aportes, segundo estimativa da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O projeto arrematado pela Neoenergia, lote 9, está orçado em cerca de 303,3 milhões de reais.

O diretor técnico da Cteep, Carlos Ribeiro, disse que a empresa, que ofertou os maiores deságios da licitação -- de 66,8%, 68% e 65,4% --, conseguiu chegar aos descontos agressivos devido a uma intensa preparação.

— Em outras ocasiões (leilões anteriores) abrimos o leque. Agora, nós focamos e viemos para ganhar esses lotes dos quais participamos. Participamos em 3 lotes, ganhamos os três, como era nosso desejo, e estamos muito convictos — afirmou.

Os empreendimentos licitados precisarão ser concluídos em prazos de 36 a 60 meses após a assinatura dos contratos.

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Leilão começa com expectativa de atrair R$ 4,2 bi em investimentos

Começou às 10h, nesta quinta-feira, 19 de dezembro, em São Paulo, o leilão de infraestrutura de transmissão de energia elétrica de 2019. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) irá licitar 12 lotes, com investimentos previstos da ordem de R$ 4,8 bilhões, caso todos os empreendimentos sejam arrematados.

A expectativa do mercado é que o certame, que está sendo realizado no Hotel Transamérica, terá competição em todos os lotes. A Agência CanalEnergia irá divulgar os vencedores de cada lote em tempo real.

Serão licitados os direitos de construção, operação e manutenção de 2.470 km em linhas de transmissão e 7.800 MVA em capacidade de transformação (subestações). Os empreendimentos estão localizados em 12 estados (Acre, Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul e São Paulo.

As instalações de transmissão deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 60 meses a partir da assinatura dos respectivos contratos de concessão.


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Estrangeiros devem dominar leilão de energia, em disputa que pode gerar R$ 4 bi em investimentos

Ao contrário da frustração do megaleilão de petróleo, em novembro, o governo espera que investidores estrangeiros repitam no certame de linhas de transmissão de energia elétrica marcado para a próxima quinta-feira o protagonismo que vêm desempenhando no setor.

O governo vai oferecer ao mercado licenças para a construção e operação de 17 linhas de transmissão e 16 subestações, que devem gerar investimentos de R$ 4,18 bilhões, mas espera maior interesse de fora também em projetos de geração e distribuição.

Somente nos três últimos leilões de energia — dois de geração, realizados neste ano, e um de transmissão, no ano passado —, investidores estrangeiros arremataram projetos que somam R$ 22,2 bilhões em investimentos no país.

A cifra corresponde a 69% do total de aportes previstos nos projetos licitados, de R$ 32 bilhões, segundo o Ministério de Minas e Energia.

O leilão de quinta-feira será um termômetro do interesse crescente de empresas estrangeiras pelo setor de energia no Brasil. Especialistas veem interesse de empresas de países como China, Índia, Colômbia, Canadá, EUA, além de países da Europa, como França, Itália, Espanha, Reino Unido e Noruega.

Um dos principais motivos do interesse dos estrangeiros é o modelo de licitação brasileiro, bem-avaliado pelo mercado, embora empresas e especialistas apontem aperfeiçoamentos na regulação que ainda podem ser feitos para atrair mais investidores não só para a transmissão, mas também para projetos de geração e distribuição de energia.

Menor tarifa
Além disso, a desvalorização do real frente ao dólar torna os ativos no Brasil mais atraentes para quem vem de fora. A perspectiva de privatização da Eletrobras, maior geradora do país, e de estatais estaduais de distribuição deve abrir mais oportunidades para estrangeiros a partir do ano que vem.

Diferentemente do leilão do petróleo, no certame de transmissão de energia vence a empresa que oferecer a menor tarifa estipulada no edital do leilão em vez do bônus mais alto ao governo pelo direito de explorar o projeto. Com o apetite de investidores estrangeiros, é esperada forte disputa.

Reive Barros, secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, destaca que o Brasil é um dos únicos países do mundo a oferecer contratos de longo prazo, entre 20 e 30 anos, o que ajuda a atrair interessados de fora:

— No exterior, a média dos contratos é de cinco anos — destaca o secretário. — A expectativa é positiva para o próximo leilão de transmissão. A previsão é que a quantidade de participantes fique no mesmo patamar dos leilões anteriores.

A colombiana Isa CTEEP arrematou dez lotes em leilões de transmissão no Brasil nos últimos três anos, totalizando investimentos de R$ 2,9 bilhões.

A chinesa State Grid Brazil Holding, que atua na área de transmissão, já investiu R$ 30 bilhões no Brasil nos últimos nove anos. Atualmente, a gigante asiática opera 15.700 quilômetros de linhas de transmissão em 14 estados.

“A State Grid está analisando os lotes do próximo leilão de transmissão previsto para o dia 19 de dezembro deste ano e também está buscando oportunidades de aquisição de novos ativos de transmissão”, disse a chinesa em nota.

Para a State Grid, o desafio de sua atuação no Brasil está na diversificação das fontes de geração de energia no país com o avanço da eólica e solar, o que vai demandar mais investimentos em linhas de transmissão e no negócio de distribuição.

Diversificação em geração
Entre as empresas focadas em geração de energia, o foco é o médio e longo prazos. A norueguesa Statkraft, que comprou um conjunto de pequenas centrais hidrelétricas da EDP em 2018, emplacou no leilão de geração de energia dois projetos de geração eólica na Bahia que vão consumir investimentos de R$ 2 bilhões nos próximos anos.

Segundo Leoze Maia Júnior, diretor Financeiro da Statkraft no Brasil, a ideia é ampliar os investimentos no Brasil e investir em novas fontes, como a solar. Por isso, a companhia já está desenvolvendo novos projetos para os leilões de 2020.

O executivo lembra que o Brasil hoje é um dos únicos países no mundo com boas oportunidades no setor, mas espera modernização nas regras:

— A meta é que até 2021 nossa capacidade de geração de 450 megawatts aumente em quatro vezes. Mas, do lado regulatório, há desafios. Há discussões no governo envolvendo a abertura do mercado livre, a revisão dos subsídios de fontes renováveis e a diferenciação de preços na energia por faixa de horário. Estamos participando de todas essas discussões.

A francesa Engie, que comprou a rede de gasodutos TAG, da Petrobras, e é atualmente a maior geradora privada de energia do país, prevê investimentos de R$ 1,7 bilhão em 2019 e de R$ 2,4 bilhões para 2020. Segundo Maurício Bähr, diretor executivo da Engie Brasil, o país oferece condições estáveis e perspectivas positivas num ambiente de evolução da legislação e da regulação geral:

— Este ano, investimos R$ 32 bilhões na aquisição da TAG e estamos avaliando outras oportunidades em áreas ligadas à estratégia de transição energética rumo a uma economia de baixo carbono. Hoje, o país já é o maior mercado do nosso grupo fora da Europa. Grandes empresa internacionais não podem prescindir de estar presentes no país diante do tamanho e do volume de oportunidades em infraestrutura, com destaque para energia e gás.

Menos oportunidades em distribuição
A italiana Enel, maior operadora privada de energia do mundo, anunciou a previsão de investir mais de R$ 20 bilhões no Brasil entre 2020 e 2022, mais da metade do previsto para a América Latina no período.

Francesco Starace, presidente mundial da Enel, afirmou que a companhia segue confiante no marco regulatório do país, inclusive para resolver o imbróglio que enfrenta em Goiás desde que adquiriu a distribuidora de energia do estado. O governo estadual ameaça reestatizar a empresa por causa de falhas no abastecimento.

O segmento de distribuição, que é o responsável por entregar a energia ao consumidor final, também atrai estrangeiras por causa da estabilidade nas receitas.

No entanto, há atualmente poucas oportunidades para a compra de distribuidoras no país. A última foi a venda de seis empresas deficitárias da Eletrobras que abastecem cidades no Norte e no Nordeste. Restam os negócios entre as empresas privadas.

Atualmente, são 53 concessionárias de energia em todo país, que respondem por mais de 90% da distribuição de energia. Cinco estados ainda controlam distribuidoras e há outras sete de pequeno porte em municípios. No entanto, somente Rio Grande do Sul e Distrito Federal já iniciaram processo de privatização de suas distribuidoras.


O governo gaúcho conta com apoio do BNDES para definir a modelagem da venda da Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE). O banco de fomento também prepara a venda da Companhia Energética de Brasília (CEB), prevista para 2020 com potencial de render em torno de R$ 2 bilhões aos cofres do DF. De acordo com uma fonte envolvida no processo, já há uma empresa chinesa e uma brasileira interessadas.

Minas Gerais pretende se desfazer do controle da Cemig até 2021. Paraná e Santa Catarina informaram que não cogitam essa possibilidade para Copel e Celesc. O governo paranaense pôs à venda a a Copel Telecom, cujos recursos serão revertidos na expansão da distribuidora de energia. Uma dificuldade dos governadores para privatizar distribuidoras é a forte oposição política local e de sindicatos às privatizações.

De acordo com Alexandre Americano, presidente da consultoria Mercúrio Partners, as estatais são atraentes para investidores estrangeiros pela possibilidade de aquisição de um ativo com baixo preço devido ao histórico operacional ruim e à desvalorização do real.

Mais segurança para investidores
Nivalde de Castro, coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico do Instituto de Economia da UFRJ, lembra que, nos últimos anos foram feitas mudanças importantes na regulação do setor de energia como um todo, para ajudar na atração de investimentos.

Ele cita, por exemplo, o aumento na duração dos contratos em caso de atraso no licenciamento ambiental e remuneração anual antecipada se as obras forem concluídas antes do previsto em contrato.

Para o especialista, no entanto, a redução da participação do BNDES nos financiamentos do setor faz falta. Os desembolsos do banco de fomento do setor elétrico caíram de um patamar anual de cerca de R$ 17 bilhões entre 2013 e 2015 para algo em torno de R$ 8 bilhões desde 2016.

— Os leilões têm atraído investidores estrangeiros porque os ativos têm liquidez e contratos longos. É algo diferente do petróleo, no qual o risco é maior. Mas há desafios. Com a redução dos financiamentos do BNDES, existe chance de faltar recursos quando a economia voltar a crescer. Não é qualquer banco que financia bilhões em projetos de longa duração — diz Castro.

No último leilão de geração, a demanda de projetos chegou a 70 gigawatts (GW), bem maior que os 3 GW contratados e previstos no edital. Ou seja, houve um interesse muito maior dos investidores do que foi planejado pelo governo. Especialistas lembram que se a economia do país voltar a crescer 3% ao ano, o aumento da capacidade no certame deve ser de 6 GW.

Mikio Kawai Júnior, diretor executivo da consultoria Safira Energia, também vê no ambiente regulatório mais estável um fator de atração de investimentos para o setor e destaca o papel do mercado de capitais no financiamento dos projetos:

— Ajudou também a redução dos juros básicos, o que aumenta a propensão ao investimento. Com isso, o Brasil deve seguir uma tendência mundial de usar taxas de mercado e menos juros subsidiados do BNDES.

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Itaipu encerra 2019 com recordes de produtividade

A usina binacional de Itaipu projeta fechar o ano de 2019 com algumas de suas melhores marcas em produtividade e performance, em 35 anos de geração de energia elétrica. Em grande parte, isso se deve ao fato de que 2019 foi o ano mais seco desde o início de sua operação, em 1984, o que levou as equipes da usina a tirarem o melhor proveito possível da quantidade reduzida de água que chegou ao reservatório. De acordo com  o diretor-geral brasileiro da Itaipu, general Joaquim Silva e Luna, Itaipu mais uma vez atesta que está pronta para produzir com excelência, mesmo diante de um cenário hidrológico adverso

Segundo o diretor técnico executivo da Itaipu, Celso Torino, fazer mais com menos não é fácil e isso só foi possível devido à competência técnica, dedicação e comprometimento diário das equipes binacionais. Os bons resultados em produtividade da hidrelétrica podem ser atestados por diversos indicadores. O primeiro deles é o que estabelece a relação direta entre a quantidade de energia gerada com a vazão turbinada, que é o volume de água que passou pelas unidades geradoras, medido em metros cúbicos por segundo.

Em 2019, a Itaipu atingirá seu melhor valor histórico, de 1,078 MW médios/m³/s. A eficiência do aproveitamento da água também pode ser medida pelo Fator de Capacidade Operativa que mede a quantidade de água que efetivamente passou pelas turbinas, considerando os limites do projeto, ao invés de passar pelo vertedouro. O FCO captura os esforços das equipes técnicas da Itaipu para evitar a chamada vertida turbinável, ou seja, a água que poderia ter produzido energia, mas que por alguma descoordenação resultou em vertimento. O FCO de 2019 foi de 99,3% que é mais um número de excelência dentre os indicadores da usina.

Outro indicador positivo é o Fator de disponibilidade de unidades geradoras que indica o percentual de tempo em que os geradores estavam prontos para atender as demandas dos sistemas elétricos do Brasil e do Paraguai. Em 2019, esse índice foi de 97,53%, ou seja, novo recorde de disponibilidade das unidades geradoras de Itaipu superando o recorde anterior que foi obtido em 2018. Isso significa que as paradas de máquinas devido às manutenções programadas somadas às indisponibilidades forçadas representam menos que 2,5% do período, resultando em mais um excelente índice. A indisponibilidade forçada, inclusive, que reflete os desligamentos não previstos, foi de apenas 0,1%, ou seja, um dos menores valores dentre as usinas hidrelétricas.

A segurança operacional da usina e a qualidade do atendimento aos sistemas interligados são monitoradas pelos indicadores SOP e ISIN, respectivamente. O SOP provê informações em tempo real sobre a segurança da usina e subestações e o ISIN, fornece informações de como está o atendimento da Itaipu para os clientes ANDE e Eletrobras. Até o mês de novembro deste ano o ISIN apresenta um índice médio anual de 85,4%, sendo classificado como “bom”. Neste ano, o SOP apresentou uma média de 95,92%, índice considerado “ótimo”. O ano terá, ainda, uma importante marca relacionada ao suprimento de energia ao Paraguai: o intercâmbio anual com a Ande deverá superar os 15 milhões de MWh.

No último sábado, 14 de dezembro, Itaipu atingiu a marca de 75,13 milhões de MWh de suprimento, valor correspondente à chamada energia vinculada, que a Itaipu é obrigada contratualmente a produzir todos os anos e cuja tarifa permite à empresa pagar todas as suas despesas e compromissos. Essa quantidade de energia é calculada com base nas vazões históricas do rio Paraná e está associada aos menores valores registrados. Os 75 milhões de MWh da energia vinculada seriam suficientes para abastecer o Brasil por um mês e 27 dias ou o Paraguai por cinco anos, três meses e 13 dias. Bastariam ainda para suprir o estado de São Paulo por seis meses e 28 dias; Curitiba por 16 anos, sete meses e 24 dias ou ainda Foz do Iguaçu por 132 anos, seis meses e um dia.

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Vazões recuam no país à exceção do Nordeste, aponta ONS

A revisão semanal da Programação Mensal de Operação para o mês de dezembro apresentou redução no volume esperado de vazões para o período, na comparação com o esperado na semana anterior. Segundo documento publicado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, a exceção foi registrada na região nordeste, cuja previsão de energia natural afluente passou de 49% para 61% da média de longo termo. Nos demais submercados do SIN houve revisão para volumes menores do que o estimado sete dias atrás. No maior, o Sudeste/Centro-Oeste, a estimativa passou de 94% para 85% da MLT. No Sul recuou 3 pontos porcentuais, para 57% da média histórica e no Norte passou a 64% ante 68% esperados sete dias atrás.
Ao mesmo tempo em que as vazões recuaram, a perspectiva de carga para o encerramento do último mês do ano desacelerou. O crescimento esperado agora é de 1,7%. Se essa previsão se confirmar levará a um consumo de 69.006 MW médios. Queda apenas no SE/CO de 1,2% em função da ocorrência de precipitação e temperaturas mais amenas durante alguns dias do primeiro decêndio do mês em curso, principalmente no Rio de Janeiro e em São Paulo. No restante do país é esperada expansão, sendo de 3,4% no Sul, 7,1% no Nordeste. No Norte está o maior crescimento, de 8,8%, reflexo da retomada de carga de um consumidor livre da rede básica a partir do final do mês de maio e que estava com sua carga reduzida desde abril do ano passado.
Já o volume de armazenamento esperado ao final do ano acompanhou o desempenho projetado das vazões. Apenas no Nordeste há uma previsão de aceleração no ritmo de replecionamento, por lá a nova expectativa é que o volume ocupado fique em 41,7%. Nos demais submercados, o operador calcula desaceleração, mas ainda assim recuperação dos níveis. No SE/CO para 22,4%, no sul em 24,2% e no norte o menor índice com 14,7%.
Apesar disso o custo marginal de operação médio aumentou 5,34% para a semana operativa que se inicia neste sábado, 14 de dezembro, ante o valor da semana passada. O CMO médio está em R$ 226,76/MWh em todos os submercados, resultado do valor estabelecido em R$ 228,02/MWh nas cargas pesada e média e R$ 225,44/MWh na leve.
Como consequência houve aumento da programação de despacho térmico. O volume estabelecido pelo ONS é de 9.610 MW médios, sendo que a maior parte é por ordem de mérito, com 4.838 MW médios. Há ainda outros 4.389 MW médios por inflexibilidade e mais 383 MW médios por restrição elétrica, sendo 146 MW médios no sul e 237 MW médios no SE/CO.
Em termos de meteorologia, na semana houve precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba, São Francisco e no alto Tocantins. Já na semana que se inicia neste sábado, 14 de dezembro, deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande.


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Reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste mantem marca de 18,9%

Os reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste mantiveram a mesma marca do dia anterior e operam com volume de 18,9%. De acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico, a energia armazenada está em 38.504 MW mês e a energia afluente é de 38.416 MW med, que é o mesmo que 70% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Furnas opera com 11.56% e a de Nova Ponte, com 17,36%.

Na região Sul, houve recuo de 0,8% nos níveis, que os deixaram com 30% da capacidade. A energia armazenada é de 6.164 MW mês e a ENA é de 3.942 MW med, o equivalente a 56% da MLT. A usina de Barra Grande opera com 28,57% do seu volume armazenado. Também houve recuo no Norte, com queda de 0,2% e volume de 17,6%. A energia armazenada é de 2.652 MW mês e a ENA chegou a 4.639 MW med, o mesmo que 50% da MLT. A usina de Tucuruí está com volume de 21,29% da sua capacidade.

A região Nordeste foi a única a apresentar aumento nos níveis dos reservatórios, subindo 0,2% na comparação com o dia anterior, chegando a 35,1%. A energia armazenada é de 18.188 MW mês e a ENA é de 3.828 MW med, que correspondente a 27 da MLT. A hidrelétrica de Sobradinho opera com 26,28% de volume armazenado.

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Queda de braço sobre energia nuclear divide cúpula da UE sobre clima

O eventual recurso à energia nuclear como um método para reduzir as emissões de CO2 dividiu, nesta quinta-feira (12), os líderes da União Europeia (UE), no início de uma cúpula que deve confirmar seu ambicioso objetivo para limitar a mudança climática.

“A energia nuclear é uma energia limpa, sem emissões. Não entendo por que há países que têm problemas com isso”, afirmou o primeiro-ministro checo, Andrej Babis. “Sem a energia nuclear, [a transformação energética] é impossível para a República Checa”, alegou.

Babis deu suas declarações ao chegar a uma reunião com seus pares europeus em Bruxelas, onde tentarão, mais uma vez, manifestar seu apoio unânime ao objetivo de alcançar a neutralidade de carbono para 2050. Este é o eixo condutor do “Pacto Verde” anunciado pela Comissão Europeia.

Ainda que o princípio de fazer mais na luta contra a mudança climática seja globalmente compartilhado, países do Leste do bloco, mais dependentes de energias fósseis, pressionam para que se reconheça o diferente ponto de partida de suas economias e sociedades.

“O custo da transformação energética na Polônia é muito mais elevado do que em vários países que foram muito mais felizes do que nas últimas décadas”, justificou seu primeiro-ministro Mateusz Morawiecki, em Bruxelas.

Morawiecki se referia a países como a França, cuja combinação energética leva o setor nuclear em consideração. Esta fonte de energia não conta, porém, com unanimidade no bloco e pode representar o principal desafio da cúpula.


O presidente checo quer a inclusão na declaração da cúpula de uma referência à energia nuclear como um método possível para avançar rumo à neutralidade de carbono até 2050. Este objetivo enfrenta a resistência de países como Áustria e Luxemburgo.

Sua reivindicação surge em um momento em que os enviados dos 28 países do bloco não conseguem chegar a um acordo sobre se devem considerar o setor nuclear como uma energia verde e, portanto, suscetível de se beneficiar de um tratamento fiscal especial.

“Não devemos usar o dinheiro europeu para financiar a energia nuclear”, sentenciou o primeiro-ministro luxemburguês, Xavier Bettel, para quem “a energia nuclear não é nem sustentável, nem segura”.

O vice-presidente da Comissão Europeia para o Pacto Verde, Frans Timmermans, tentou amenizar o debate ontem, afirmando que, embora a energia nuclear “não seja sustentável (…), tampouco tem emissões de dióxido de carbono”.

Enquanto a comunidade internacional tenta, na COP25, em Madri, intensificar sua resposta ao aquecimento global, os chefes de Estado e de Governo buscam, mais uma vez, apoiar por unanimidade o princípio de não emitir, até 2050, mais gases causadores do efeito estufa do que seja possível absorver.

– Finanças, clima e energia

Além da ambição climática, o Marco Financeiro Plurianual (MFP) para o período 2021-2027 será outro duro debate esperado para esta quinta-feira.

Polônia, Hungria e República Checa querem compromissos claros sobre como a UE vai ajudá-los a descarbonizar suas economias e, neste ponto, o próximo orçamento comunitário é crucial.

“Vai ser uma briga grande”, “é um caso muito complicado”, disseram diplomatas ouvidos pela AFP, unânimes em criticar a proposta para o MFP apresentada pela Finlândia. O país exerce a presidência rotativa da instituição.

Os líderes europeus divergem sobre se devem aumentar, ou diminuir, as contribuições de cada país em um orçamento que não deve contar com o Reino Unido, em função do Brexit.

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Eletrobras quer o top 3 global de renováveis em 2030

A Eletrobras quer até 2030 estar entre as três maiores empresas do setor no mundo na área de renováveis. Atualmente a estatal brasileira está em quinto lugar no uso dessas fontes. Em almoço realizado nesta terça-feira, 10 de dezembro, na Associação Comercial do Rio de Janeiro, o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Junior, lembrou da expertise que a empresa já tem em projetos hídricos e da instalação de placas solares nos reservatórios das usinas, como já feito em Sobradinho. “A companhia tem procurado se focar na área de energia limpa e renovável”, afirmou.

Ferreira Junior lembrou que a Eletrobras tinha 85% de energia limpa e agora são 96%. O ativo a carvão que ela possui, em Candiota, é um dos mais modernos do país, o que significa menos impacto ambiental. “Se comparar a matriz da Eletrobras com qualquer outra, não tem outra igual, é um diferencial da nossa companhia”, avisa.

Já vislumbrando o futuro da empresa no caso após a possível privatização, o executivo diz que a Eletrobras deve se voltar para a América Latina, de modo a se tornar um player global e avaliar projetos na região. Mesmo as hidrelétricas, que no curto prazo tem dificuldade de aparecer em leilões, continuam no radar da Eletrobras. “Vamos ser uma empresa grande, com dinheiro”, promete o presidente da empresa, lembrando da experiência que ela já tem nessa área, sendo um dos maiores empreendedores do Brasil nesse segmento e presente nos maiores projetos hidrelétricas como as usinas do rio Madeira e Belo Monte, além dos estudos da hidrelétrica de Tapajós. Para ele, as outras fontes em que ela já atua a transformam em uma empreendedora nata, precisando apenas ter o capital necessário para viabilizar o projeto. “Tudo isso ela tem capacitação distintiva, tendo recursos, ela vai poder fazer isso muito melhor”, promete.

Outro motivo colocado como justificativa para a privatização é a perda de mercado que a Eletrobras vem sofrendo na geração e na transmissão. Privada, ela poderá ter mais condições de atrair recursos para fazer a sua expansão.

Operação – As controladas Furnas e Chesf devem colocar entre dezembro e janeiro deste ano 250 MW em operação de eólicas. Esse ano, a Eletrobras entregou as últimas turbinas da usina hidrelétrica de Belo Monte (PA – 11.233 MW) e a UHE Sinop (MT – 401,8 MW).


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Moody’s vê estabilidade para distribuição e transmissão em 2020

A agência de classificação de risco Moody’s Investors Service avalia que a perspectiva para segmentos de distribuição e de transmissão de energia no Brasil é estável para 2020. Em relatório, a empresa aponta que esse é um reflexo do ambiente regulatório favorável do país.
Nos próximos 12 a 18 meses, apontou, as companhias de distribuição se beneficiarão de aumento na demanda, enquanto aquelas focadas na transmissão continuarão ganhando com receitas baseadas em disponibilidade. A previsão da agência é de que o consumo de energia cresça em um patamar próximo a 2,6% no ano que vem, o que levará a fluxos de caixa combinados mais fortes para companhias de distribuição. Porém, são os esforços para reduzir despesas operacionais que sustentarão as margens próximas de 15%.
“Para as companhias de transmissão, as margens provavelmente permanecerão na faixa de 75% a 80%”, afirma a VP analista sênior da Moody’s Cristiane Spercel em comunicado.
Na avaliação da empresa, a redução de alavancagem é limitada uma vez que as companhias lidam com elevadas necessidades de investimento. E continua ao lembrar que embora a qualidade dos serviços venha melhorando, as perdas de energia permanecem elevadas, o que pode levar a potenciais metas regulatórias mais restritivas e exigências de investimentos mais elevados. Por outro lado, condições de mercado favoráveis permitem uma maior flexibilidade em relação à gestão de passivos.
Ao mesmo tempo, a necessidade de ampliar as redes de transmissão e a confiabilidade do sistema, à medida que a demografia, preferências do consumidor e tecnologia evoluem, provavelmente manterá políticas públicas favoráveis ao setor.
De acordo com o relatório, que a Moody’s publicou para seus assinantes, a perspectiva para o segmento de distribuição pode mudar para positiva se as margens de caixa operacional permanecerem acima de 15%, mas pode ser alterada para negativa se as métricas caírem abaixo de 7%. Para o setor de transmissão, uma perspectiva positiva é provável se as margens permanecerem acima de 85% em uma base sustentável, enquanto margens caindo abaixo de 70% podem levar a uma perspectiva negativa.

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Leilões A-1 e A-2 vendem 308 MW médios

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) realizaram nesta sexta-feira, 6 de dezembro, os leilões de energia existente A-1 e A-2 de 2019. No total, foram negociados 308 MW médios, movimentando aproximadamente R$ 918,9 milhões em contratos de energia.

O leilão A-1 negociou 29 MW médios ao preço médio de R$ 158,37/MWh, com deságio de 16,65% em relação preço-teto estabelecido, de R$ 190,00/MWh – movimentando R$ 80,5 milhões. Participaram como compradoras as empresas Enel Rio, CEA e Cemar. Todos os contratos form atendidos pela Stima Energia, dos sócios Érico Mello, Daniela Alcaro e Rodrigo Violaro. O leilão A-1 tem período de suprimento de 1º de janeiro 2020 e término em 31 de dezembro de 2020.

Já no leilão de energia A-2 foram negociados 279 MW médios, ao preço médio de R$ 171,52/MWh, alcançando deságio de 9,7% e movimentando R$ 838,4 milhões. O leilão A-2 tem período de suprimento de 1º de janeiro de 2021 a 31 de dezembro de 2022.

O preço médio de venda para o produto quantidade de R$ 165,35/MWh representou um deságio de cerca de 13,98%. O produto disponibilidade negociou ao preço médio de R$ 182,86/MWh, deságio de cerca de 3,76% em relação ao preço teto.

Participaram como compradoras as distribuidoras CEA, Cemar, Equatorial Piauí, Coelba e Light. No produto quantidade, estão entre os vendedores as empresas Argon Comercializadora, Bio Energias, Brasil Comercializadora, Eletronorte, Statkraft, Stima e Tradener. No produto disponibilidade, venderam energia três térmicas do complexo Parnaíba, da Eneva, e a UTE Ibirité, da Petrobras.

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Leilão A-1 termina com R$ 80,5 milhões negociados

Em menos de 30 minutos, o leilão de energia existente A-1 terminou nesta sexta-feira, 6 de dezembro, com R$ 80,5 milhões em contratos negociados. O preço médio de venda de R$ 158,37/MWh representou um deságio de cerca de 20% em relação ao preço teto de R$ 190/MWh. Participaram como compradoras as empresas Enel Rio (262.526.316 MWh), CEA (44.979.509 MWh) e Cemar (201.270.175). O leilão A-1 tem período de suprimento de 1º de janeiro 2020 e término em 31 de dezembro de 2020. Não foi possível identificar os agentes vendedores. O leilão A-2 está previsto para ser iniciado às 11:00, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

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O mercado de energia eólica mais barato do mundo enfrenta atrasos

Cada vez mais parques eólicos enfrentam atrasos na Índia diante da dificuldade de incorporadoras para dar andamento aos projetos no mercado mais barato do mundo.

Cerca de 2 gigawatts de geração de energia eólica leiloados pelo governo federal desde fevereiro de 2017 estão atrasados, de acordo com a BloombergNEF. Esse número mais que quadruplicou desde fevereiro, ameaçando inviabilizar as metas de energia renovável do país.

As incorporadoras têm dificuldade em encontrar terras baratas, obter financiamento e de se conectar às redes. Além disso, aceitaram baixas tarifas de energia verde, entre as menores do mundo nos últimos dois anos e meio. Também permanece a incerteza se as empresas de distribuição de energia não atrasarão os pagamentos.

“Com tarifas tão baixas, os projetos podem ser viáveis apenas se tiverem acesso a fundos de baixo custo, terras baratas e infraestrutura de transmissão barata”, mas esses três fatores não estão presentes na maioria dos projetos eólicos, disse Prashant Khankhoje, diretor da India Electron Exchange, uma empresa de consultoria de energia com sede em Nova Déli.

“O risco de atrasos nos pagamentos das distribuidoras de energia é outro grande problema, o que deixa credores com medo de emprestar para projetos eólicos.”

A Adani Green Energy, a Torrent Power e a Renew Power estão entre as empresas que não cumpriram as metas. As três empresas e o Ministério de Energia Renovável não responderam a e-mails pedindo comentários.

A necessidade de manter os custos baixos em meio à crescente concorrência também afetou os resultados financeiros de alguns fabricantes de turbinas, como a Suzlon Energy, atrasando a execução de projetos.
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“Hoje ficamos com um punhado de fornecedores de equipamentos que transformaram o setor de um mercado de compradores em um mercado de vendedores”, disse Vinay Rustagi, diretor da Bridge To India, consultoria do setor de energias renováveis. “As incorporadoras perderam a alavancagem de barganha necessária para tornar o projeto viável.”

Em 2014, o primeiro-ministro da Índia, Narendra Modi, estabeleceu uma meta para instalar 175 gigawatts de capacidade de energia renovável até 2022. Ao se aproximar dessa meta, este ano Modi anunciou um plano de longo prazo para instalar 450 gigawatts de capacidade renovável como parte dos esforços para reduzir a intensidade das emissões na Índia.

“Essa meta parece extremamente ambiciosa”, disse Rustagi. “Até que os principais problemas de disponibilidade de local, adesão a contratos e pagamentos no prazo de distribuidoras de energia sejam resolvidos, as incorporadoras terão receio de investir.”

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PLD médio cai 26% e é fixado em R$ 234,99/MWh para todos os submercados

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para a primeira semana de dezembro (30 de novembro de 2019 a 06 de dezembro), o preço médio de todos os submercados caiu 26% em relação à semana passada, saindo de R$ 317,33/MWh para R$ 234,99/MWh. O principal fator responsável pela redução do preço do PLD foi a melhora em relação a expectativa de afluências para as próximas semanas. 

Para novembro de 2019, espera-se que as afluências fechem em torno de 64% da Média de Longo Termo – MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados: no Sudeste/Centro-Oeste, é de 61%; no Sul é de 97%; no Nordeste, 22% e, no Norte, 64% da MLT. 

A previsão esperada para o mês de dezembro de 2019 é que as afluências fiquem em torno de 75% da MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados. No Sudeste/Centro-Oeste, a expectativa é de 83%; no Sul, 79%; no Nordeste, 37% e, no Norte, 70% da MLT. 

Para a próxima semana, a expectativa para a carga prevista do SIN é em torno de 648 MWmédios mais baixa, com reduções no Sudeste (- 1.132 MWmédios) e no Norte (- 50 MWmédios). Para o Sul (+390 MWmédios) e o Nordeste (+144 MWmédios) a expectativa é de elevação da carga. 

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.166 MWmédios acima do esperado, com elevação em todos os submercados: Sudeste (+410 MWmédios), Sul (+268 MWmédios), Nordeste (+311 MWmédios) e Norte (+177 MWmédios). 

O fator de ajuste do MRE estimado para o mês de novembro de 2019 é de 67,4% e a previsão para dezembro é de 90,9%; 

O ESS previsto para novembro de 2019 está em R$ 1 milhão, enquanto para dezembro, a previsão é de R$ 3,2 milhões, sendo para ambos os meses referente apenas às restrições operativas.

A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE.

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Reservatórios do SE/CO operam abaixo de 19% da capacidade

Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste apresentaram recuo de 0,1% em sua capacidade de armazenamento, que se encontra em 18,9%, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a partir de dados da operação do sistema da última segunda-feira, 2 de dezembro. A energia contida indica 38.483 MW mês e a afluente está em 61% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 12,70% e a usina de Nova Ponte com 18,03%.

Já o submercado Nordeste foi o único a contar com crescimento no volume útil, no caso de 0,1%, ficando com 33,5% de sua vazão. A energia afluente permanece em 15% e a armazenada indica 17.358 MW mês. A hidrelétrica de Sobradinho funciona a 25,85%. No Sul a diminuição foi de 0,4%, fazendo o subsistema ir para 35,3%. A energia afluente no mês segue em 61% da MLT, enquanto a armazenada afere 7.261 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam respectivamente com 15,40% e 36,58%.

Por sua vez a região Norte registrou recuo de 0,6% nos níveis, que foram para 20,3%. A energia armazenada admite 3.053 MW e a armazenável aparece com 46% da MLT. A usina de Tucuruí opera com 24,88% de sua capacidade.

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ONS: vazões no Sudeste aumentam em dezembro

O mês de dezembro para a operação do sistema interligado começa com a previsão de vazões em nível mais elevado  do que o fechamento de novembro. Segundo dados apresentados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico referentes ao PMO para os últimos 31 dias do ano a estimativa é de que as vazões fiquem mais elevadas em quase todo o país. A projeção inicial da energia natural afluente para o maior submercado do país, o sudeste/centro oeste é de 83% da média de longo termo, para o sul é de 80% da MLT, no norte é esperado 70% e no nordeste está o mais baixo, com 37% da média histórica de vazões.

A projeção de carga em dezembro é de aumento de 2,4% quando comparado ao mesmo período do ano passado. Se essa previsão se confirmar chegará a 69.468 MW médios. Nos quatro submercados do país é esperada a expansão na demanda. O índice mais elevado está no Norte com 7,6%, seguido do NE com 5,6%, no sul é de 3,7% e no SE/CO o menor, crescimento de 0,5%.

Em termos de armazenamento, o mês começa com a estimativa de recuperação dos volumes apenas no SE/CO e no NE ante o fechamento de novembro. No primeiro o índice deverá chegar a 21,8% ante o volume inicial de 18,7% e no segundo, 34,7% ante o inicial de 33,2%. Já no Norte queda de 21,5% para 14% e no sul de 36,8% para 30,8%.

O custo marginal de operação médio em dezembro recuou ante o fechamento de novembro. O valor estabelecido para a primeira semana operativa de dezembro é de R$ 231,23/MWh em todo o país. Para a carga pesada e média os valores estão equalizados em R$ 232,59/MWh e na leve em R$ 229,81/MWh.

Com isso o volume de despacho térmico também recuou quando comparado à semana passada. Está em 9.721 MW médios, sendo 4.829 MW médios por ordem de mérito, 4.692 MW médios por inflexibilidade e mais 200 MW médios por restrição elétrica.

A oferta de importação de energia do Uruguai pela Eletrobras é de um total de 285 MW médios nos três patamares de carga com CVUs que vão de R$ 121,15/MWh a R$ 218,04/MWh nos ao longo dos quatro blocos ofertados. Pela Enel a importação é no mesmo volume e uma faixa de custo variável que começa em R$ 121,39/MWh a R$ 221,73/MWh. Da Argentina a oferta é de 800 MW médios pela Tradener com CVUs de R$ 280,90/MWh no bloco 1 e de R$ 289,80/MWh no bloco 2.

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Bahia contabiliza mais R$ 500 mi em investimentos em energia

Dois projetos no segmento de energia serão responsável pelo investimento de R$ 500 milhões na Bahia, informou a Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDE). Esse montante é resultado de protocolos de intenções assinados entre o órgão e empresas desses dois setores. Segundo comunicado, o valor mais elevado é originado da fazenda solar Sol do Sertão II, que vai implantar um projeto em Oliveira de Brejinhos, cujo aporte é previsto em R$ 300 milhões.
O parque solar faz parte de um complexo com mais duas usinas cujo pedido de protocolo junto à secretaria baiana deverá ser apresentado ainda este ano. A estimativa é de que no pico da construção das três usinas, que juntas terão 455 MW de potência instalada, deverão ser empregadas 700 pessoas. O investimento do complexo será de aproximadamente R$ 1,1 bilhão e a previsão do início da operação é março de 2021, segundo dados da empresa responsável pelos empreendimentos.
Já a Janaúba Transmissora de Energia Elétrica, vai investir R$ 200 milhões na construção de linhas de transmissões que irão passar pelos municípios de Bom Jesus da Lapa, Riacho de Santana, Palmas de Monte Alto e Sebastião Laranjeiras. A previsão é que a obra esteja implantada em fevereiro de 2022. Na fase de construção serão gerados mais de 200 empregos.

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Estudo mostra que taxar energia solar vai inibir investimentos

Taxar a energia solar pode inibir investimentos em Geração Distribuída (GD). A conclusão é de pesquisadores da Fundação Getulio Vargas (FGV), técnicos de entidades representativas do setor de energia solar, parlamentares e acadêmicos de relevância internacional. Os especialistas apresentaram, nesta quarta-feira (27/11), em Brasília, diferentes estudos que analisam a revisão da Resolução Normativa (REN) 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que prevê taxar, em 60%, o setor de geração distribuída solar fotovoltaica.


O tema estava em consulta pública até 7 de novembro, mas a Aneel anunciou a prorrogação do prazo final. Agora, os interessados têm até 30 de dezembro para enviar sugestões de mudanças na resolução. A GD tem crescido nos últimos anos, mas representa apenas 1% da produção de energia no país. Atualmente, o Brasil possui 127 mil sistemas de microgeração distribuída fotovoltaica, equivalentes a 0,2% dos 84,1 milhões de consumidores cativos de energia.



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Para aprofundar a discussão sobre a proposta da revisão da Aneel, o evento Aperfeiçoamento do debate sobre geração distribuída no Brasil: aspectos técnicos e econômicos da revisão da REN 482 da Aneel ” avaliou os possíveis impactos em diferentes áreas, como economia, infraestrutura e Meio Ambiente. Uma das conclusões foi que a redução gradual dos incentivos pode representar impactos negativos para o setor.



Segundo as pesquisas, há um componente regional e disparidade entre as unidades da Federação. Alguns estados ainda não contam com a geração distribuída e as mudanças previstas na REN 482 podem inviabilizar o início da operacionalização do setor nesses locais. Isso travaria o desenvolvimento da GD por todo território nacional.



Conforme a apresentação da Gesner Oliveira e Fernando Marcato, da FGV, a resolução da Aneel tem omissões que precisam ser endereçadas, porque há pontos que não são considerados. Além disso, a “proposta vai na contramão de boas práticas e tendências internacionais”, alegam. Atualmente, quem tem placas fotovoltaicas nos telhados, por exemplo, se injeta mais energia do que consome ganha um crédito em quilowatt/hora (kWh) a ser utilizado para abater o consumo dos meses subsequentes.



A alegação da Aneel, no entanto, é de que o modelo atual gera transferência de custos aos consumidores que não possuem GD. A agência propõem um novo modelo de compensação de energia, apresentando cinco alternativas regulatórias, com incidência de tarifa sobre o consumo líquido. A mudança atende uma demanda das empresas distribuidoras de energia elétrica, que argumentam que o transporte da eletricidade no fio dos postes tem um custo, que, ao não ser cobrado, da GD, pode inviabilizar o negócio de distribuição.



Para os especialistas, contudo, a distribuidora obtém vantagens decorrentes da GD. A distribuidora não discrimina cobranças de consumidores localizados próximos às unidades de GD. Existe um ganho financeiro gerado pela antecipação da receita sobre os créditos acumulados e há uma cobrança de 100% de rede para consumidores que recebem a energiainjetada da vizinhança. “Além disso, o gerador consome energia pelo mesmo valor da energia injetada na rede”, explicam.



O produtor da energia por meio da GD remunera a rede através do pagamento da disponibilidade, de acordo com os pesquisadores. “A GD gera outros benefícios ao sistema, como redução de perdas, melhoria da qualidade da rede ao seu entorno e diminuição da necessidade de investimentos do governo ou da concessionária.”


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Enel prevê investimentos de 28,7 bilhões de euros até 2022

O novo plano estratégico da italiana Enel prevê investimentos de 28,7 bilhões de euros de 2020 a 2022, aumentando em 11% a previsão anterior, de 25,9 bilhões de euros. O novo valor, que foi anunciado nesta terça-feira, 26 de novembro, no Enel Capital Markets 2019, vai auxiliar a empresa a aproveitar oportunidades de mercado e enfrentar as mudanças climáticas e a transição energética, na esteira da descarbonização. De acordo com o CEO da Enel, Francesco Starace, a empresa veio se preparando para todo esse processo desde 2015, o que a fez ficar mais eficiente e executar bem a estratégia definida. “Estamos mais lucrativos, competitivos e preparados”, afirma o executivo.

Os dividendos por ação devem subir 7,7% até 2022, indo para 0,40 centavos de euro por ação. O aspecto da sustentabilidade domina os novos investimentos da empresa. Do total anunciado, 14,4 bilhões de euros vão para a descarbonização da geração de energia, em que a Enel quer até 2050 ser livre de carbono, produzido apenas energia limpa. O valor é metade dos investimentos prometidos. Esse investimento vai trazer um aumento de 1,5 bilhão de euros para o Ebitda. Dos 14,4 bilhões, 12,5 bilhões de euros vão para renováveis, sendo que 11,5 bilhões para o aumento da capacidade, com um aumento previsto de 14,1 GW até 2022.

A capacidade adicional prevista em renováveis deverá ser formada por 5,4 GW provenientes da troca de geração convencional por renovável na Itália, Chile e Espanha; por 5,1 GW em novos contratos de fornecimento, principalmente no Brasil e Estados Unidos, com foco em consumidores industriais e comerciais, o que deverá custar 4,7 bilhões de euros, além de outros 3,6 GW em contratos de novos mercados (1,1 GW) e Joint Ventures (2,5 GW). Dos 14,1 GW previstos, 60% já está assegurado.

Com 11,8 bilhões de euros, a infraestrutura de redes vem em segundo lugar no destino dos investimentos, ficando 7% acima do plano anterior. Segundo o executivo, as redes serão a espinha dorsal do sistema elétrico sustentável. Estão previstas melhorias na eficiência da qualidade do serviço, com 30% indo para a digitalização das redes. Os investimentos na rede vão possibilitar uma queda no índice médio d interrupção em 9%, assim como uma redução nos custos por consumidor recuem 17% até 2022. O número de medidores de segunda geração deve subir do atuais 13 milhões para 20 milhões em 2022.

A Enel X, braço de serviços do grupo, vai investir, 1,1 bilhão de euros nos serviços trazidos pela descarbonização e eletrificação, aproximando mais o cliente para o coração do sistema. A expectativa é que a capacidade de resposta da demanda aumente para 10,1 GW em 2022 e capacidade de armazenamento chegue a 439.  O plano prevê que a eletrificação do consumo vai receber 1,2 bilhão de euros, impulsionando a base de clientes expandidos.

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Investimentos em energia limpa somaram US$ 133 bi em 2018, diz BNEF

Os investimentos em fontes limpas, desconsiderando hidrelétricas, atingiram US$$ 133 bilhões em 2018, contra US$ 169 bilhões em 2017, de acordo com o Climatescope, pesquisa anual envolvendo 104 mercados emergentes realizada pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF), divulgada nesta segunda-feira, 25 de novembro. O resultado global reflete a desaceleração dos investimentos em renováveis na China, que somaram US$ 86 bilhões em 2018 ante US$ 122 bilhões em 2017.

Segundo a BNEF, esses resultados sugerem que nações em desenvolvimento estão adotando a geração mais limpa de energia elétrica, mas não a um passo suficientemente rápido para limitar as emissões de CO2 globais ou as consequências das mudanças climáticas. Por exemplo, a maior parte da nova capacidade de geração de energia agregada em países em desenvolvimento em 2018 é proveniente da energia eólica e solar. Mas, a maior parte da produção de energia das usinas adicionadas em 2018 virá de fontes de combustíveis fósseis e emitirá CO2. Isto acontece porque a produção de projetos de energia solar e eólica depende da disponibilidade de recursos naturais, enquanto usinas movidas a petróleo, carvão e gás podem produzir 24h.

Além disso, o volume real de consumo e geração de energia pela queima de carvão em países em desenvolvimento saltou de 6,4 mil TWh em 2017 para 6,9 mil em 2018. O aumento de aproximadamente 500 TWh na geração de carvão é praticamente equivalente à eletricidade consumida no Texas em um ano normal. Ao todo, nos 104 mercados emergentes analisados no Climatescope, o carvão representou 47% de toda a geração de energia.

A China, a maior emissora de CO2 do mundo e o maior mercado consumidor de energia limpa, desempenhou um papel fundamental nessa história. Investimentos em novos projetos de energia eólica, solar e outros projetos menores de energia renovável hidrelétrica no país caíram de US$122 bilhões em 2017 para US$86 bilhões em 2018. Essa redução líquida refletiu a queda de US$36 bilhões nos valores de investimento em energia limpa nos mercados emergentes, a maior monitorada até o momento pelo Climatescope.

No entanto, essa queda não se limitou à China. Fluxos para projetos de energia limpa na Índia e no Brasil diminuíram US$2,4 bilhões e US$2,7 bilhões, respectivamente, em relação ao ano anterior. Investimentos caíram para US$133 bilhões em 2018 em todos os mercados emergentes analisados, ficando abaixo não apenas do valor total de 2017, mas também de 2015. Em geral, a redução nos custos de construção de plantas de energia solar e eólica foi um fator importante na queda do número total de investimento em economias emergentes.

“Os resultados da pesquisa Climatescope deste ano são decepcionantes”, disse Luiza Demôro, gerente do projeto na BloombergNEF. “No entanto, com exceção dos grandes países, observamos alguns desenvolvimentos importantes e positivos em termos de novas políticas, investimento e implementação de novos projetos.”

Excluindo a China, Índia e Brasil, os investimentos em energia limpa aumentaram de US$30 bilhões em 2017 para US$34 bilhões em 2018. Destacadamente, o Vietnã, África do Sul, México e Marrocos lideraram os rankings com um total de investimento de US$16 bilhões em 2018. Excluindo apenas a China, novas instalações de energia limpa em mercados emergentes cresceram 21% e bateram um novo recorde, aumentando de 30 GW comissionados em 2017 para 36 GW em 2018. Isto representa o dobro da capacidade de energia limpa adicionada em 2015 e o triplo da capacidade instalada em 2013.

Apesar do aumento na geração a partir da queima de carvão, o ritmo da nova capacidade de carvão adicionada às redes elétricas de países em desenvolvimento está diminuindo, de acordo com o Climatescope. Novas construções de usinas de energia movidas a carvão caíram em 2018 para o nível mais baixo em uma década. Depois de atingir o pico de 84 GW de nova capacidade adicionada em 2015, em 2018 esse número despencou e foram comissionados apenas 39 GW de usinas movidas a carvão. A China foi responsável por aproximadamente dois terços desse declínio.

“A transição do carvão para fontes mais limpas de energia em países em desenvolvimento está acontecendo”, disse Ethan Zindler, diretor das Américas na BNEF. “Mas, assim como tentar manobrar um grande petroleiro, isso leva tempo.”

Os resultados do Climatescope antecedem as negociações climáticas apoiadas pelas Nações Unidas em Madrid. Sob o Acordo de Paris de 2015 da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (UNFCCC), mais de 190 países concordaram em reduzir substancialmente suas emissões de CO2 para evitar os piores efeitos das mudanças climáticas. Além disso, no âmbito do pacto, países mais ricos se comprometeram em fornecer US$100 bilhões em financiamento “norte-sul” para auxiliar no crescimento sustentável de países em desenvolvimento.

Os resultados do Climatescope deste ano sugerem que, apesar dos progressos, será necessário esforços substancialmente maiores para cumprir com esse compromisso. Do total de US$133 bilhões em financiamento de ativos captado para apoiar o desenvolvimento de novos projetos de energia limpa nos mercados de países em desenvolvimento, apenas US$24,4 bilhões ou 18% foi originado de fontes externas. Deste total, a maioria veio de fontes de capital privadas, tais como desenvolvedores de projetos internacionais, bancos comerciais e fundos de private equity. Os investimentos provenientes de bancos de desenvolvimento financiados em grande parte com fundos públicos da OCDE aumentaram para um recorde de US$6,5 bilhões em 2018. No entanto, há pouca evidência para sugerir que a meta global de US$100 bilhões por ano em suporte para uma variedade de atividades relacionadas ao clima serão cumpridas no curto prazo.

Além de apresentar as tendências macro de energia limpa em países em desenvolvimento, o Climatescope pontua e classifica mercados individuais de acordo com o seu potencial geral de desenvolver projetos de energia limpa. Pela primeira vez, desde a inclusão do país na pesquisa em 2014, a Índia foi o país com o score mais alto devido a vários fatores, incluindo políticas de apoio. Os outros países nos top cinco incluem Chile, Brasil, China e Quênia, nesta ordem.

O Climatescope é um recurso público que visa ajudar investidores e empreendedores a selecionar oportunidades, autoridades a compreender regulamentos em todo o mundo e pesquisadores a acessar dados recentes de difícil obtenção. A pesquisa Climatescope completa, com dados referentes a todos os 104 mercados emergentes, está disponível em www.global-climatescope.org.

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Energia nuclear é prioridade para o Brasil, diz ministro

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse na sexta-feira (22), que o programa nuclear brasileiro é prioridade para o Brasil e que, após "altos e baixos", o país volta a um patamar "que podemos sonhar". Albuquerque reforçou que a previsão é que em 2020 seja retomada a construção da usina nuclear Angra 3: "Provavelmente iniciaremos Angra 3 em 2020". 

O ministro participou da entrega do Prêmio de Reconhecimento Nuclear da Associação Brasileira para o Desenvolvimento de Atividades Nucleares (Abdan), que está na terceira edição.

"O programa nuclear, para o Brasil, é prioridade. Faz parte da nossa matriz energética e, pelas caraterísticas do nosso país, nós não podemos abrir mão dessa fonte de energia", ressaltou.

O programa nuclear brasileiro começou nos anos 1950. As usinas de Angra 1 e Angra 2, foram construídas e começaram a operar no litoral do Rio de Janeiro nas décadas seguintes. O complexo é administrado pela Eletronuclear. A fonte nuclear responde por cerca de 3% da geração de energia no Brasil.

Angra 3 será a terceira usina da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, localizada na praia de Itaorna, em Angra dos Reis (RJ). Segundo a Eletronuclear, quando entrar em operação comercial, a nova unidade com potência de 1.405 megawatts, será capaz de gerar mais de 12 milhões de megawatts-hora por ano, energia suficiente para abastecer as cidades de Brasília e Belo Horizonte durante o mesmo período. Com Angra 3, a energia nuclear passará a gerar o equivalente a 50% do consumo do Estado do Rio de Janeiro.

Mais de 60% da Usina de Angra 3 foi construída, a um custo de quase R$ 10 bilhões. Para concluir a obra faltam mais R$ 15 bilhões em investimentos. 

A previsão da retomada das obras para 2020 foi reforçada pelo presidente da Abdan, Celso Cunha. Segundo ele, este ano, para o setor, foi de "desatar nós". "O setor de geração termonuclear começa a apresentar uma solução para a conclusão do impedimento de Angra 3", afirmou. 

A cerimônia ocorreu no Clube Naval do Rio de Janeiro, com a entrega da honraria para o Almirante-de-Esquadra Eduardo Bacellar Leal Ferreira; os pesquisadores Aldo Malavasi e Carlos Alberto Aragão de Carvalho Filho; e para o engenheiro João Carlos Cunha Bastos. 

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BEN: oferta interna de energia elétrica subiu 1,7% em 2018

A oferta interna de energia elétrica aumentou 1,7% em 2018 na comparação com o ano anterior, de acordo com dados do Balanço Energético Nacional, publicado pela Empresa de Pesquisa Energética. Foram 10,7 TWh a mais. A boa hidrologia do ano levou a uma subida de 4,1% na energia hidráulica oferecida. A participação das fontes renováveis na matriz elétrica chegou a 83,3% no ano passado. Ainda de acordo com o BEN, a geração de energia eólica registrou um crescimento de 14,4%, com 48,5 TWh. Já a potência eólica teve expansão de 17,2%, chegando a 14.392 MW.

A oferta interna de energia, que é o total de energia disponibilizada no país, teve um recuo de 1,7% na comparação com o ano passado. O aumento da oferta da fonte hídrica e eólica na geração de energia junto com a diminuição do consumo em vários segmentos, como alimentos e bebidas, que recuou 17,4%; não ferrosos e metalurgia, que caiu 20,2% e rodoviário, que caiu 1,2%, fizeram com que a oferta de gás tivesse redução de 5,4% e a de petróleo caísse 6,5%.



A Geração Distribuída recebeu atenção especial no BEN. Em 2018 ela chegou a 828 GWh de geração, mais que dobrando na comparação com 2017 e 670 MW de potência, quase triplicando o resultado do ano anterior, de 246 MW. A fonte solar mantem o predomínio na GD, com 526 GWh de consumo e 562 MW de potência instalada. A fonte hidráulica vem em seguida, com 58,9 MW, sendo seguida pela térmica, com 38,1 MW e pela eólica, com 10,3 MW.

Na geração elétrica, o balanço mostra que a geração total cresceu 2,1%, ficando em 601,3 GWh. A geração hidrelétrica cresceu 4,9% no ano passado, indo para 388,9 GWh. O gás natural teve recuo de 16,7% em 2018, com 54,6 GWh. A geração térmica, que teve participação de 26,7% em 2018, foi liderada pelas usinas movidas a gás, que foram 34% e pela UTEs a Biomassa, com participação de 33,9%. As usinas a carvão e derivados foram 12,7% da geração termelétrica, enquanto as nucleares tiveram uma parcela de 9,8%. A participação das usinas movidas a derivados de petróleo foi de 9,6% em 2018.



As emissões antrópicas de CO2 associadas à matriz energética brasileira em 2018 atingiram 416,1 MtCO2 -eq, valor 5,2% menor que o de 2017, de 438,8 MtCO2-eq. A emissão per capita do brasileiro, ao produzir e consumir energia, é de 2tCO2/hab, 7,5 vezes menor que a dos americanos e três vezes inferior a de um chinês. Já para gerar uma unidade de produto, a economia brasileira emite, na produção e consumo de energia, 0,15 kgCO2 /US$ppp. O valor é 17% menor que o da economia europeia, 48% inferior ao da americana e 68% abaixo da chinesa.


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Aneel prorroga consulta pública sobre GD

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica adiou por 30 dias o prazo e contribuições da consulta pública sobre a revisão das regras de micro e minigeração distribuída. O período de contribuições passou de 30 de novembro para 30 de dezembro, para atender pedidos de adiamento feito por representantes do segmento.

A proposta da Aneel  prevê a revisão dos subsídios embutidos no atual sistema de compensação da energia injetada na rede por consumidores que produzem a própria energia. Ela estabelece um período de transição para  instalações existentes ou com autorização de acesso à rede de distribuição até a mudança da norma.

Para novos sistemas de geração que atendem consumidores remotos, a  tarifa de uso da rede e demais encargos seriam cobrados em sua totalidade já a partir de 2020. Já nos novos sistemas de microgeração local, parte desse custo seria cobrado no ano que vem, e a totalidade dos custos quando a capacidade instalada atingir determinado patamar dentro da área da concessão de cada distribuidora.


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