Energia solar cresce na pandemia e gera 37 mil empregos

Entre janeiro e maio deste ano, a energia solar ganhou uma capacidade adicional de 1.236 MW, o suficiente para abastecer cerca de 4.800 residências. O resultado representa um crescimento de 27% na capacidade instalada, em relação ao consolidado do ano passado. Os dados foram divulgados pela Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar).

A fonte fotovoltaica acumula 5,7 GW de potência operacional. Essa capacidade se divide entre os sistemas centralizados, que são as grandes usinas, e os pequenos projetos residenciais e comerciais, modalidade conhecida como geração distribuída. A geração centralizada é ligeiramente maior do que a distribuída, porém, no ano passado, o segmento residencial foi o que mais cresceu.

Esse setor é um grande gerador de empregos. Desde 2012, foram criados 165 mil empregos na cadeia de geração solar. Nos primeiros cinco meses deste ano, mais de 37 mil trabalhadores foram empregados na indústria. Mesmo com a pandemia, a abertura de vagas continuou. Somente em maio, o setor adicionou 7,2 mil empregos, afirma a absolar.

Para o presidente do conselho da entidade, Ronaldo Koloszuk, a energia solar se apresenta como uma “alavanca poderosa” para reaquecer a economia. “No Brasil, durante a crise dos anos de 2015 e 2016, o PIB caiu mais de 3% ao ano. Enquanto isso, o setor fotovoltaico cresceu mais de 100%”, diz Koloszuk.

Em termos de investimentos, este ano, o setor atraiu 6 bilhões de reais em investimentos privados. Desde 2012, são mais de 30 bilhões de reais aportados em projetos de geração fotovoltaica.

Globalmente, a energia solar liderou o crescimento da capacidade instalada de energias renováveis, em 2019. Foram adicionados 115 GW de potência, o que representa um acréscimo de 22,5%. Ao todo, a capacidade instalada das energias renováveis, incluindo solar, eólica e biomassa, aumentou em 200 GW. A China é o país que mais gera energia limpa, com 789 GW, seguida dos Estados Unidos, com 282. O Brasil, que gerou, no ano passado, 144 GW, é o quarto no ranking.

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Pandemia não atrasa cronograma da desestatização, diz presidente da CEEE

Em uma teleconferência nessa quinta-feira, 25 de junho, o presidente do Grupo CEEE, Marcos Soligo, afirmou que os efeitos decorrentes da crise provocada pelo coronavírus não estão atrasando ou impactando de alguma forma no cronograma da privatização das subsidiárias da companhia, pelos trabalhos envolverem muito mais a leitura e análise de dados do que ações práticas, o que pode ser feito remotamente pelas equipes da companhia e do consórcio formado pelo BNDES e pelo estado para tocar o processo.

“A desestatização é um trabalho intelectual, de elaboração de relatórios. Ninguém parou por causa da pandemia”, conta o executivo, que disse estar indo à empresa todos os dias para trabalhar em todas ações e planejamento institucional para tornar os ativos um canteiro de obras para novos leilões à frente. “É claro que o mercado diminuiu de tamanho e isso tem um impacto no valor de venda, mas que ainda não temos como mensurar”, avalia.

Perguntado sobre a possibilidade de caducidade das concessões, por conta das cláusulas de desempenho operacional e econômico, Soligo disse que houve a interposição da Aneel e que a companhia irá apresentar um plano de transferência de controle da estatal, não havendo assim extinção da concessão quando a privatização for efetivada, o que está garantido no contrato.

Já sobre as perdas, o resultado financeiro do grupo no primeiro trimestre indica aumento nos índices DEC e FEC, o que o executivo atribui a muitas ocorrências e roubos que vem acontecendo na rede elétrica, principalmente na região Norte do estado, além de vandalismo em linhas de transmissão, com impacto bastante significativo nas finanças e operação. “Nossos investimentos em automação vão contribuir para abaixar esses resultados”, argumenta.

Quanto aos projetos de geração e transmissão em andamento, o executivo destacou a renovação da concessão da hidrelétrica Itaúba (500 MW), saindo do mercado regulado para a venda de energia no mercado livre, baseado no decreto do presidente Jair Bolsonaro no ano passado que permite a instituições em processo de cisão, como no caso da CEEE-GT, ter o contrato renovado por mais de 30 anos com a venda no ACL. “Estamos no processo das garantias físicas dessa usina e investindo ainda nos sistemas de transmissão TESB e FOTE, com 387 quilômetros em construção”, complementa.

Balanço – A distribuidora do grupo encerrou o primeiro trimestre desse ano com prejuízo de R$ 497,6 milhões, valor 109% maior do que o verificado no mesmo período do ano passado. A dívida financeira chegou a R$ 969,8 milhões, quase 25% a mais. Já o prejuízo em 2019 ficou em R$ 1 bilhão, aumento de R$ 93,167 milhões em relação a 2018.

Já o braço de geração e transmissão ficou no azul em 2019, com um lucro líquido de R$ 391,2 milhões, crescimento de 125,6% no resultado. No entanto, o resultado desse primeiro trimestre em relação ao mesmo período do ano passado foi uma reversão do lucro, indo de R$ 94,7 milhões para um prejuízo de R$ 97 milhões esse ano.

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BNDES deve divulgar condições do socorro ao setor elétrico na semana que vem

 O presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Gustavo Montezano, afirmou na noite desta quarta-feira que pretende divulgar no dia 1º de julho as taxas e condições de financiamento que serão concedidas a bancos privados para socorrer o setor elétrico, duramente impactado pelas medidas restritivas impostas para contenção do coronavírus.

Montezano destacou que já foi procurado por vários bancos que desejam participar da operação, que agora poderá ser feita pela criação da Conta Covid, no valor de R$ 16 bilhões.
 

O financiamento visa ajudar o setor, principalmente as distribuidoras, que enfrentam forte queda em suas receitas por conta da redução do consumo de energia e do aumento da inadimplência.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou, na última terça-feira, a regulamentação da Conta Covid. Pelas regras aprovadas, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) vai realizar os empréstimos bancários no limite de R$ 16,1 bilhões, e o BNDES fará a coordenação financeira.

Durante videoconferência realizada nesta quarta-feira pela Fundação Getulio Vargas (FGV), o presidente do BNDES afirmou que a instituição fará a estruturação, modelagem e coordenação com o setor financeiro.


Condições e taxas sairão na quarta-feira
O socorro ao setor elétrico representa, segundo Montezano, a metade do valor desembolsado pelo banco no ano passado para grandes empresas, que foi de R$ 32 bilhões.

— Já temos hoje um indicativo dos bancos que querem participar da operação, e estamos vendo uma boa demanda a despeito do mercado turbulento que o setor financeiro vive hoje — afirmou Montezano. — E já temos propostas acima do valor da operação. Possivelmente, a demanda pelos bancos para essa operação vai superar em alguns bilhões esse montante.

O BNDES vai enviar cartas oficiais a todos os bancos interessados ainda nesta semana, para receber, já na próxima segunda-feira, as propostas finais. Com esses dados em mãos, será feito o cálculo das condições e taxas do financiamento, que serão divulgadas na quarta-feira.

Aneel: consumidor também vai se beneficiar
No mesmo evento, o diretor-geral da Aneel, André Pepitone, disse que o financiamento via Conta Covid vai ajudar o setor elétrico, que enfrenta forte redução nas receitas por conta da queda da demanda de energia e do aumento da inadimplência em meio à crise.

Pepitone ressaltou que os consumidores finais também serão beneficiados, pois não haverá aumento nas tarifas a curto prazo, e sim distribuído ao longo dos próximos cinco anos.

Segundo o diretor-geral da Aneel, o nível de inadimplência do setor saltou de 1,7% para 8,1% da receita. Até 5 de junho, a perda da receita chega a R$ 3,4 bilhões, e a projeção para o ano é de R$ 7,95 bilhões. Já a queda no consumo deve ser de 4,2% no ano, um impacto de R$ 6 bilhões.

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Aneel aprova Conta Covid com R$16,1 bi para distribuidoras

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou as condições de contratação da operação financeira da Conta Covid, estabelecendo limite de R$ 16,1 bilhões para o empréstimo que vai dar liquidez às distribuidoras. O valor não contempla recursos destinados à redução do impacto das revisões tarifárias previstas para 2020, e a Aneel deixou para um segundo momento o tratamento a ser dado aos pedidos de reequilíbrio econômico dos contratos de concessão das empresas. O tema será tratado em uma nova etapa de consulta pública, que deverá ser aberta em 60 dias.

A regulamentação da conta foi votada nesta terça-feira (23) pelo colegiado, após longo debate no qual prevaleceu o entendimento da relatora Elisa Bastos Silva em relação ao uso do empréstimo para evitar aumentos tarifários resultantes de revisões previstas para sete distribuidoras até o fim do ano. Elisa reforçou em voto complementar o entendimento inicial de que essa decisão não está prevista no Decreto 10.350 e passa por uma definição de política pública que é atribuição do Ministério de Minas e Energia, e não da Aneel.

A proposta apresentada pelo diretor Sandoval Feitosa representaria R$ 902 milhões a mais na Conta Covid,  que poderia passar dos R$ 17 bilhões. O valor final ficou um pouco abaixo dos R$ 16, 25 bilhões previstos anteriormente, porque a Aneel atualizou o limite estabelecido para a Cemig de R$ 1,8 bilhão para R$1,7 bilhão.

A relatora fez uma adequação em seu voto para acomodar a proposta apresentada pelo diretor Efrain Cruz, autor de voto vista, que previa a avaliação em uma etapa posterior do tratamento a ser dado aos pedidos de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos, em razão dos impactos da pandemia do coronavírus. Ela retirou o dispositivo que permitiria às distribuidoras contabilizarem nos balanços ativo regulatório relacionado a um eventual direito ao reequilíbrio contratual.

Com a mudança, pedidos de recomposição serão avaliados pela Aneel em processos administrativos específicos, abertos após solicitação fundamentada da distribuidora. O ressarcimento de custos acessórios ao consumidor, também previsto na norma, serão tratados preferencialmente junto com a análise do reequilíbrio do contrato. Elisa alterou o prazo de consulta sugerido pelo diretor de 90 para 60 dias, mas manteve em 120 dias a consulta relacionada à discussão sobre os custos acessórios.

Diante da repercussão no governo e no próprio mercado do adiamento do processo após horas de debate na semana passada, a diretoria da agência aprovou por unanimidade a proposta da relatora, para demonstrar coesão. “Acompanho o voto de Elisa em nome do principio da colegialidade. Este é um momento de convergência. Vamos passar essa página e concentrar nos outros problemas que temos”, disse o diretor Sandoval Feitosa. Efrain Cruz também reforçou a necessidade de dar robustez à matéria e à decisão do colegiado, mesmo havendo discordâncias em relação a pontos específicos.

Em oficio enviado à Aneel na semana passada, o ministro Bento Albuquerque revelou espanto com a decisão da agência de adiar a votação da matéria, diante da urgência da solução financeira para os problemas de redução de receita das distribuidoras.

A Conta Covid foi criada pelo Decreto 10.350 com a finalidade de receber recursos de empréstimos bancários contratados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica para a cobertura de déficits ou a antecipação total ou parcial de receitas das empresas de distribuição ate dezembro desse ano. Os valores serão pagos pelo consumidor em cinco anos.

A operação vai cobrir impactos financeiros da pandemia, o que inclui efeitos da sobrecontratação provocada pela redução de mercado e da queda de arrecadação pela inadimplência. Também estão previstos recursos para variações de custos de itens da “Parcela A” (CVA); neutralidade de encargos setoriais; postergação até 30 de junho dos resultados dos processos tarifários de distribuidoras homologados até o fim desse mês; antecipação de ativo regulatório relativo à “Parcela B” e cobertura de parte da contratação de demanda de grandes consumidores do Grupo A, cujo pagamento será postergado até julho desse ano.

Os recursos para custear a sobrecontratação e os encargos setoriais, serão repassados às distribuidoras entre abril e dezembro desse ano. Os valores a serem pagos serão homologados mensalmente pela Aneel, que vai estabelecer cotas específicas da Conta de Desenvolvimento Energético para amortização das operações contratadas, com a criação de encargo tarifário adicional, a CDE Covid . As cotas da CDE correspondente ao pagamento do empréstimo serão incluídas nos reajustes de 2021 e permanecerão na conta até a amortização total do empréstimo.

Entre as condições estabelecidas no decreto para acesso aos recursos estão a limitação da distribuição de dividendos e do pagamento de juros sobre capital próprio ao mínimo legal de 25% do lucro líquido e a renúncia ao direito de discussão judicial ou arbitral de valores. Também fica vedada a solicitação de suspensão ou de redução dos volumes de energia dos contratos, em razão de eventual redução do consumo verificado até dezembro de 2020, ressalvadas as hipóteses previstas na regulação do setor.

A proposta que define as condições do empréstimo para aliviar o caixa das distribuidoras e dar liquidez ao setor elétrico ficou em consulta pública entre 27 de maio e 1º de junho.


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Eólica ultrapassa pela primeira vez 10 GW de produção no NE

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) registrou no dia 21 de junho, às 10h21, o recorde do ano de geração eólica instantânea no Nordeste, com 10.121 MW, correspondendo a um fator de capacidade de 68,1%. A energia gerada seria suficiente para abastecer, naquele momento, toda a região Nordeste (8.500 MW), com sobra de 18% dessa geração.

O recorde anterior de geração de energia eólica foi registrado há cerca de sete meses, em 12 de novembro de 2019, com 9.755 MW. Durante o último final de semana, o Nordeste foi exportador de energia, com valores superiores a 6.200 MW em alguns momentos. No momento, o ONS registra 14.975 MW de potência instalada de eólica, o que representa 9,1% da matriz elétrica.

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Previsão da afluência sobe para 70% da MLT no Sul

A previsão de Energia Natural Afluente (ENA) subiu de 36% para 70% da Média de Longo Termo (MLT) no subsistema Sul, elevando a estimativa de armazenamento dos reservatórios para o final de junho a 37,7% de capacidade máxima, ante expectativa de 26,4% na semana anterior.

Os dados foram divulgados nesta sexta-feira, 19 de junho, pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) e fazem parte da programação da operação para a semana de 20 a 26 de junho.

O aumento na previsão de afluência também foi verificado no Sudeste, que passou de 74% para 76% da MLT. O mesmo não aconteceu nos subsistemas Nordeste e Norte, os quais as expectativas de chuvas caíram para 74% e 111%, respectivamente, quando o esperado estava 78% e 114% segundo relatório da semana passada.

Também chama a atenção a previsão mensal de carga, que caiu de 61.177 MW médios para 60.825 MW médios, o que significa uma variação negativa de 4,6% na comparação com junho de 2019. A retração no consumo é constada em todos os subsistemas: -5,1% (SE/CO); – 4,6% (Sul), – 3,7% (NE); e -2% (NE).

A estimativa de armazenamento máximo dos reservatórios das hidrelétricas para os demais submercados ficou assim: 53,6% (SE/CO); 85,5% (NE) e 84,7% (N). O Custo Marginal da Operação (CMO), na média semanal, ficou em R$ 116,40/MWh (SE/CO e S) e R$ 91,98/MWh (NE e N).

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Diminui consumo de energia em áreas de distribuição da CEEE

Os reflexos econômicos em função da pandemia do novo coronavírus atingiram um setor importante no Rio Grande do Sul: de energia elétrica. A CEEE registrou queda no consumo de energia elétrica em abril (-13%) e maio (-7,7) deste ano em relação ao mesmo período do ano passado. No total do período, a queda totalizou -10,4% ante o bimestre de abril a maio de 2019. Apesar desse cenário, em maio, o consumo residencial apresentou elevação de +2,2% ante mesmo período do ano passado.

De acordo com dados da companhia, em maio, o impacto da Covid-19 atingiu principalmente a indústria, que assinalou diminuição de -24,3% em relação ao mesmo período do ano passado. O comércio também sofreu as consequências das medidas de distanciamento social e consequente redução de circulação da população, com diminuição de consumo no período de -22,4%. Em compensação, por conta da maior presença de trabalhadores em casa, muitos atuando no sistema de home office, o consumo residencial apresentou elevação de +2,2% frente a 2019.

Em maio do ano passado a CEEE registrou consumo de 229.439 MW, enquanto no mesmo período do ano passado foram 234.558 MW. A energia faturada caiu -8,1% em maio de 2020, frente igual período do ano passado, quando houve consumo de 636.105 MW. A CEEE atende 1,7 milhão de clientes em 72 municípios das regiões Sul, Centro-Sul, Campanha, e parte da Metropolitana e Litoral.

Responsável pela distribuição de 65% da energia elétrica consumida no Rio Grande do Sul e atender 2,86 milhões de clientes residenciais, industriais e comerciais em 381 municípios, a RGE - que é distribuidora da CPFL Energia - informa por meio de nota que a divulgação dos resultados referentes ao 2º trimestre 2020 (abril, maio, junho) será realizada em agosto de 2020.

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Bahia registra recorde de geração de energia eólica

O Dia Mundial do Vento foi comemorado na Bahia com informações de que a geração de energia ficou acima da média no município de Morro do Chapéu. O recorde do fator de capacidade de geração de energia do complexo eólico Ventos de Santo Abraão, da Enel Green Power, chegou a 52,1%, em abril, maior registrado no período.

O estado mantém a liderança do segmento de energias renováveis do país e no primeiro quadrimestre do ano, representa 31% em relação ao restante do Brasil, o que consagra a liderança nacional. Ontem, na comemoração da data, a Secretaria de Desenvolvimento Econômico do Estado (SDE) divulgou dados atualizados do setor, no Informe Executivo mensal de Energias Renováveis.

“A Bahia tem 170 parques eólicos em operação, mais de 1,3 mil aerogeradores, que o povo no interior chama carinhosamente de ‘catavento’, e uma capacidade instalada de 4,1 gigawatts (GW). Os R$ 16,7 bilhões investidos por essa centena de empreendimentos beneficiaram 20 municípios baianos. Ou seja, os números do estado no segmento de energias renováveis são extremamente significativos e é motivo não só de muito orgulho para nós que estamos na linha de frente da atração de investimentos, mas de esperança para a economia no pós-pandemia”, destaca o vice-governador João Leão, secretário titular da SDE.

A expectativa se baseia nos 53,5 mil empregos previstos para ser gerados pelos 38 novos parques em construção e nos 86 que estão em fase de iniciar a construção. Juntos, esses novos complexos devem injetar R$ 13,1 bilhões em investimentos no território baiano.

Outra curiosidade do setor eólico na Bahia é que a energia gerada nos 170 parques ativos tem capacidade de abastecer cerca de 8,3 milhões de residências e beneficiar aproximadamente 25 milhões de habitantes – quase o dobro da população baiana, que é de 14,8 milhões, segundo o IBGE. Isso ocorre porque a energia gerada pelos ventos no estado é distribuída para todo o país, pelo operador nacional do sistema elétrico.

Cadeia produtiva

A Bahia possui empresas de todos pontos da cadeia produtora. Roberta Bonomi, responsável pela Enel Green Power no Brasil, que possui grandes interesses do segmento no estado, explica que “o estado da Bahia possui abundância de recursos naturais para a geração de energia renovável e um cenário competitivo para a instalação de projetos, em função de um ambiente de negócios favorável. A Enel Green Power é atualmente líder em geração eólica no país, e a Bahia é um dos estados em que mais investimos nos últimos anos. Cerca de 82% da atual capacidade de geração eólica da Enel no Brasil está instalada na Bahia, incluindo o projeto Delfina, no município de Campo Formoso, que é o nosso maior parque eólico em operação no país”.

A celebração do Dia Mundial do Vento foi criada pelo Conselho Global de Energia Eólica (Global Wind Energy Council – GWEC). Começou como uma data europeia em 2007, mas tornou-se uma data mundial em 2009, começando a ser celebrada em 2010, quando o GWEC e a European Wind Energy Association (agora Wind Europe) passaram a organizar eventos ao redor do mundo com o objetivo de informar as pessoas sobre a importância das energias renováveis nas matrizes energéticas, principalmente a energia eólica.

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Investir em energia limpa é estratégico na pandemia

Enquanto alguns setores sofrem com consequências graves devido a pandemia de Covid-19, outros evidenciam a sua importância nesse momento.

Empresas ligadas a preservação do meio ambiente e redução de custos, por exemplo, estão se tornando uma tendência ainda mais forte. Nessa categoria, o mercado de energia sustentável é um dos protagonistas.

No Brasil, a energia fotovoltaica já era considerada uma forte aliada da economia e vinha ganhando cada vez mais destaque no País.

“Com as dificuldades econômicas atuais e a necessidade de cuidar melhor do bem-estar da população, esse tipo de investimento, popularmente conhecido como energia solar, se tornou uma das principais apostas para os próximos anos”, diz Alexandre Leocádio, Diretor Comercial da Amerisolar Brasil, multinacional responsável pela fabricação de painéis solares recém instalada em território nacional.

De acordo com uma pesquisa realizada pela National Grid, companhia responsável pela distribuição e geração elétrica da Inglaterra, durante a pandemia de Covid-19 observou-se que 40% da demanda de energia no País foi atendida com fontes renováveis de energia, o maior índice desde 1822. A expectativa é que, nos próximos anos, o Brasil siga pelo mesmo caminho. “Uma das razões para a instalarmos a empresa no País foi exatamente o cenário favorável antes mesmo da pandemia. Agora, mais do que nunca, com a crise econômica crescente, grandes e pequenas empresas, além da população em geral, buscam formas de economizar”, diz.

Alexandre Leocádio acrescenta que a energia fotovoltaica também chama atenção para a sustentabilidade.

“A mudança drástica nos hábitos da população também tem consequência na forma em que elas observam o mundo ao seu redor. Elas estão se preocupando cada vez mais com o uso correto do meio-ambiente. A sociedade cobra isso com mais frequência da indústria. Então, isso deve impactar diretamente na forma como será feito o investimento em energia em curto e longo prazo”, afirma.

Leia mais em: https://diariodocomercio.com.br/negocios/investir-em-energia-limpa-e-estrategico-na-pandemia/

Fonte eólica deverá ter 24,2 GW de capacidade até 2024

Com 16 GW de capacidade instalada no país, a fonte eólica deverá chegar em 2024 a 24,2 GW de capacidade instalada, considerando os leilões já realizados e os contratos firmados no mercado livre. O Infovento de 2019, boletim produzido pela Associação Brasileira de Energia Eólica e divulgado nesta segunda-feira, 15 de junho, dia mundial do Vento, mostra que no ano passado foram gerados 55,9 TWh e 9,7% de toda geração injetada no Sistema Interligado Nacional veio da fonte, que desde 2011 já atraiu investimentos de R$ 31,3 bilhões. São 637 parques em 12 estados, somando 7.738 aerogeradores em operação.

Em webinar realizado em alusão a data comemorativa, a presidente executiva da Abeeólica, Élbia Gannoum, salientou que a fonte representa 9,3% da matriz elétrica brasileira, perdendo apenas para a hidrelétrica, com 59,6%. De acordo com ela, a fonte teve um crescimento de 15,5% em 2019, a geração de todas as fontes no Sistema Interligado Nacional cresceu 1,5%. O avanço que a fonte vem obtendo no mercado livre teve destaque no webinar. Dos 24,4 GW em 2024, 8,2 GW deles serão destinados ao ACL. Em 2018, foram contratados 1,9 GW para o mercado livre, enquanto em 2019 cresceu para 2,9 GW, suplantando o mercado regulado, que cresceu 1,8 GW. Para ela, esse movimento vem na esteira da modernização do setor elétrico que se apresenta pelo governo.



Ela vê um movimento forte para o ACL esse ano, já que é grande a chance de não haver leilão esse ano. Segundo ela, o modelo do BNDES de financiamento lançado em 2019 tem atraído muitos investimentos. “A energia eólica tem um grande potencial no mercado livre”. Sobre os impactos da pandemia de Covid-19, a executiva lembrou que a própria agência internacional de energia renovável já revelou que os investimentos nas fontes alternativas serão fatores fundamentais para a retomada da economia, “Vão gerar emprego e dinâmica para a atividade econômica, não vão esperar a economia crescer, podem ser ponto de partida para a retomada”, avisa. No ano passado, o fator de capacidade no Brasil ficou em 42,7%, acima da média mundial de 34%.

O CEO do Global Wind Energy Council, Ben Backwell, que também participou do webinar, contou que 2020 seria considerado um ano recorde para a indústria eólica, com mais de 76 GW que seriam instalados. Com a pandemia, a expectativa global agora é de 61,34 GW para este ano. Segundo ele, em 2021, haverá uma grande recuperação do setor em 2021 em virtude desses projetos que seriam implantados em 2020. “Esses projetos não vão desaparecer, vão passar para 2021”, aponta. Com isso, 2021 deverá ter o recorde de 77,7 GW instalados. Outro aspecto que acabou por fazer com que o setor fosse pouco impactado é que o primeiro trimestre do ano é de atividade pouco intensa na China, o maior mercado. Backwell alerta que uma recessão econômica trará impactos sobre os preços de energia e os processos de mudanças de mercado projetados para alguns países também deverão ser motivo de atenção.

O mercado livre também foi foco de Luís Augusto Barroso, CEO da PSR, que participou do evento virtual. Segundo ele, com a expansão do ACL prevista em novo modelo, o ambiente regulado vai ter a participação cada vez mais reduzida. Esse consumidor livre vai ter mais foco no longo prazo, em soluções personalizadas e inovadoras. “Para quem compra ou vende, será fundamental especificar bem o produto que está vendendo”, aponta. Os impactos do preço horário e o fim dos subsídios são consideradas questões chave para a eólica no Brasil na opinião dele. Para Barroso, a estabilidade atual no ambiente é um bom momento para discutir a fonte eólica offshore no país, que já é uma realidade no mundo, ao contrário do Brasil.

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Pandemia retarda desenvolvimento da energia eólica offshore no Brasil

Já com posição destacada entre as fontes de energia do País, a geração eólica estava pronta para desbravar novas fronteiras. Com pouco mais de 15,5 GW de potência instalada, representa cerca de 12,5% de participação na matriz elétrica, conforme dados da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel). Depois de consolidar seu potencial onshore (em terra), o próximo passo seria usar os aerogeradores na atividade offshore (sobre superfície líquida, principalmente oceanos). No entanto, a presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Elbia Gannoum, argumenta que os impactos econômicos da pandemia do coronavírus deverão levar ao atraso do crescimento dessa nova vertente no setor.
Empresas & Negócios - Quando devemos ter um maior desenvolvimento do mercado eólico offshore no Brasil?
Elbia Gannoum - O offshore depende de muita coisa. Já há empresas com projetos, que estão trabalhando, buscando licenças ambientais. A ABEEólica está coordenando essa discussão para buscar o aparato regulatório e incluir a eólica offshore em leilões (promovidos pelo governo federal). Eu gostaria de, já no ano de 2021, ter eólica offshore em leilões, mas talvez esse sonho atrase um pouquinho por conta da economia. Ainda é muito cedo para fazermos uma estimativa (sobre quando os projetos offshore participariam de certames), porque estamos avaliando os impactos da pandemia.
E&N - De que outras formas a questão do coronavírus afetou o setor eólico?
Elbia - Nós fizemos uma ação muito forte com os governadores esclarecendo que o nosso tipo de parque (eólico), que está operando, ocupa pouquíssima gente, ou seja, é possível cumprir os protocolos de distanciamento. Com os parques em construção é algo mais complicado, tivemos que reduzir o número de trabalhadores por ônibus, adotar máscaras e álcool em gel. Imediatamente criamos um comitê de crise na ABEEólica e um grupo de trabalho, que inclusive escreveu um manual de boas práticas.
E&N - Os reflexos da pandemia nos parques que estavam com obras em andamento ou para iniciar podem afetar a expansão futura da energia eólica?
Elbia - É uma conjuntura que, a princípio, não prejudica tanto os nossos parques, porque um atraso de dois a três meses nas obras pode ser recuperado. Agora, mais do que isso começa a ficar complicado.
E&N - Como a retração econômica afetará o setor de energia como um todo?
Elbia - A gente já tinha uma expectativa de baixa demanda nos leilões de energia, que foram até postergados, e, se acontecerem, devem ocorrer somente em outubro ou novembro. Para novos investimentos em infraestrutura, o PIB é o fator central. Se há um crescimento econômico de 1%, por exemplo, a demanda por energia é de 2%, é uma relação direta. Agora, se você não tem uma boa perspectiva de PIB, a tendência é que não haja investimentos em energia. Com um PIB negativo, a gente tem uma preocupação, mas há um ponto que é importante, investimento em energia é estrutural e a crise é conjuntural. Os leilões no Brasil são de quatro anos, seis anos de antecedência, então se contrata hoje para entregar no futuro.
E&N - Quais são as consequências da sobra de energia devido à queda de consumo verificada hoje no Brasil?
Elbia - O que está sendo entregue hoje (de geração de usinas), não está sendo utilizado, então terá uma certa sobra de energia e isso traz algum efeito. Não é um efeito forte, porque no futuro as coisas se ajustam. A demanda por energia que não está ocorrendo hoje, está sendo reprimida. A gente está tendo uma redução que a Aneel está retratando em torno de 10%, só que quando a economia voltar, quando a gente voltar para as ruas, vamos ter uma retomada da economia, lenta, mas vai acontecer. Então, essa energia que não está sendo utilizada hoje, vai ser utilizada no futuro. De qualquer forma, na média, quanto a investimentos, no ritmo que o Brasil estava, que já era lento, vai reduzir bastante.
E&N - Os reflexos de tudo que vemos hoje ainda serão percebidos no próximo ano?
Elbia - Sim. Pelos números dos economistas, a gente vai ter uma desaceleração do PIB que vai se estender até 2021 e uma retomada efetiva, um valor positivo, deverá acontecer a partir do segundo semestre ou no último trimestre do próximo ano. E a energia acompanha mais ou menos esse ritmo.
E&N - A senhora foi eleita recentemente vice-presidente do Conselho Global de Energia Eólica (GWEC). Pode comentar sobre o significado de assumir essa função?
Elbia - É muito importante, porque a nossa posição no conselho global é a posição do Brasil, que é um dos países que mais cresce no mundo em energia eólica e talvez o que tenha os maiores potenciais. Nós saímos em 2012 da 15ª posição de capacidade instalada (no mundo, em energia eólica) e hoje estamos na 7ª. Ali (no conselho) é um ambiente de discussões sobre a inserção da fonte, da tecnologia eólica, em termos mundiais.
E&N - O que fez o Rio Grande do Sul ter desacelerado os investimentos em projetos eólicos nos últimos anos, especialmente se comparado aos estados nordestinos?
Elbia - O maior problema do Sul foi com linhas de transmissão de energia. Mas, com leilões de transmissão que ocorreram em 2017 e 2018, essa dificuldade será superada. Então, muito em breve, o Rio Grande do Sul terá linhas de transmissão disponíveis. Um segundo fator é a questão da competitividade. Às vezes, os leilões vão a preços muito baixos e talvez os projetos do Rio Grande do Sul não estejam dispostos a participar de leilões nessas condições. Mas, o mercado livre (formado por grandes consumidores que podem escolher de quem vão comprar a energia) está mais interessante para os investidores. Acho que o Rio Grande do Sul vai retomar uma posição de investimento muito boa.


Leia mais em: https://www.jornaldocomercio.com/_conteudo/cadernos/empresas_e_negocios/2020/06/742475-pandemia-retarda-desenvolvimento-da-energia-eolica-offshore-no-brasil.html

Estudo indica que renováveis podem impulsionar recuperação pós pandemia

Enquanto a pandemia de covid-19 atinge o setor de combustíveis fósseis, um novo relatório mostra que a energia renovável tem ficado mais econômica do que nunca. E assim, oferece uma oportunidade de recuperação econômica ao mesmo tempo em que aproxima o mundo do cumprimento dos objetivos firmados no Acordo de Paris.

O relatório Tendências Globais no Investimento em Energia Renovável 2020 (disponível em inglês) do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (PNUMA), do Centro de Colaboração da Escola de Frankfurt da BloombergNEF (BNEF) analisa as tendências de investimento e os compromissos assumidos para a expansão de energia limpa por países e corporações para a próxima década.

A publicação identificou compromissos equivalentes à expansão em 826 GW de nova capacidade de energia renovável não-hidrelétrica e a um investimento provável de cerca de US$ 1 trilhão, até 2030. O caminho para limitar o aumento da temperatura global a menos de 2 graus Celsius, que é o principal objetivo do Acordo de Paris,  exigiria a adição de cerca de 3.000 GW até 2030, a quantidade exata dependendo do mix de tecnologia escolhido. Os investimentos planejados também ficam muito abaixo dos US$ 2,7 trilhões comprometidos com energias renováveis ​​durante a última década.

No entanto, o relatório mostra que o custo da instalação de energia renovável atingiu novos mínimos, o que significa que investimentos futuros fornecerão muito mais capacidade. A capacidade de energia renovável, excluindo grandes barragens hidrelétricas de mais de 50 MW, cresceu 184 GW em 2019. Essa adição anual é 12% mais elevada do que a nova capacidade encomendada em 2018. Em dólares, o investimento foi apenas 1% superior ao ano anterior, em US$ 282,2 bilhões.

O LCOE continua caindo para a energia eólica e solar, graças às melhorias tecnológicas, economias de escala e concorrência acirrada nos leilões. Os custos de eletricidade de novas usinas de energia solar fotovoltaica no segundo semestre de 2019 foram 83% menores que na década anterior.

As fontes renováveis vem suplantando a participação dominante dos combustíveis fósseis na geração de eletricidade na última década. O relatório aponta que 78% da capacidade de geração adicionado globalmente em 2019 foi em energia eólica, solar, biomassa e resíduos, geotérmica e pequenas hidrelétricas. O investimento em energias renováveis, excluindo as grandes hidrelétricas, foi mais de três vezes o das novas usinas de combustíveis fósseis.

No ano passado a publicação aponta como destaques: as maiores adições de capacidade de energia solar em um ano,  118 GW. E ainda, o maior investimento em energia eólica offshore em um ano, US$ 29,9 bilhões, um aumento de 19% em relação ao ano anterior. O maior volume de contratos corporativos de compra de energia renovável, com 19,5 GW em todo o mundo. A maior capacidade atribuída em leilões de energia renovável, em 78,5 GW em todo o mundo.

O maior investimento em energias renováveis ​​já realizado em economias em desenvolvimento que não a China e a Índia, em US$ 59,5 bilhões.

O investimento em 2019 elevou a participação de fontes renováveis, excluindo as grandes hidrelétricas, na geração global para 13,4%, ante 12,4% em 2018 e 5,9% em 2009. Esses números, apontam as entidades, equivale a não-emissão estimada de 2,1 gigatoneladas de dióxido de carbono, uma economia substancial, dadas as emissões globais do setor de energia de aproximadamente 13,5 gigatoneladas em 2019.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53137276/estudo-indica-que-renovaveis-podem-impulsionar-recuperacao-pos-pandemia

Shell aposta em energia solar no Brasil de olho em potencial do mercado livre

A petroleira Shell está prestes a iniciar conversas com potenciais clientes para venda da produção futura de seus primeiros projetos solares no Brasil, que poderiam iniciar produção a partir de 2023, a depender do ritmo das negociações.

Os empreendimentos são parte de uma robusta carteira que tem sido desenvolvida pela empresa e inclui usinas previstas para implementação em Minas Gerais e em outras regiões, disse à Reuters a gerente de desenvolvimento de negócios em energia solar da Shell na América Latina, Maria Gabriela da Rocha.

A aposta é parte da estratégia da gigante de óleo e gás em renováveis e mira o crescente interesse de empresas pela compra de energia limpa em contratos de longo prazo, explicou a executiva.

"Nos últimos dois anos estávamos focando mais fortemente em desenvolver o portfólio... agora vamos começar a retomar as conversas com clientes, já com produtos para oferecer, uma vez que alguns de nossos projetos, principalmente o de Minas Gerais, estão em nível de desenvolvimento bem avançado".

A Shell já registrou junto à reguladora Aneel seu primeiro empreendimento, um complexo solar de 130 megawatts em Minas Gerais que demandaria mais de 500 milhões de reais, conforme publicado pela Reuters em abril.

A estratégia da Shell em solar no Brasil mira o forte crescimento recente do mercado de contratos privados de energia limpa, que tem sido impulsionado pela demanda de grandes empresas que buscam cumprir compromissos voluntários de redução de emissões e uso de geração renovável.

Grande parte das companhias que fecham contratos como esses são multinacionais, com as quais a Shell pode negociar em âmbito global, apontou Gabriela, enquanto a petroleira também tem uma comercializadora de energia já operacional no Brasil que conduz negociações locais.

A executiva destacou ainda o que vê como enorme potencial do Brasil para negociações de contratos privados com renováveis, dado o porte do mercado livre de eletricidade local na comparação com outros países e uma reforma em discussão no governo que visa ampliar esse segmento no médio prazo.

Atualmente, as empresas que atuam no mercado livre de energia do Brasil respondem por cerca de um terço da demanda no maior país da América Latina.

"Lá fora as pessoas não têm o entendimento do tamanho que tem o mercado brasileiro. Já é um mercado muito significativo e com muito potencial", disse Gabriela.

Ela citou projeção da consultoria especializada PSR, segundo a qual o mercado livre ainda poderia crescer e passar a responder por mais de 50% do consumo em 2024, a depender de reformas.

A executiva também destacou que outros mercados importantes para renováveis, como o norte-americano e o europeu, são fragmentados por Estados ou países, enquanto o Brasil tem um sistema elétrico interligado de enorme porte.

"Quase não tem outros mercados lá fora com tanto volume."

O porte do mercado brasileiro ainda pode ganhar impulso adicional a depender de uma proposta de reforma hoje em discussão no Ministério de Minas e Energia e no Congresso, que prevê estudos para que as negociações livres com energia possam ser estendidas no futuro a todos consumidores, inclusive residenciais.

PLANOS ORGÂNICOS

A Shell, que não tem revelado em público detalhes sobre seus negócios com energia renovável no Brasil até o momento, não informou o tamanho da carteira de projetos em preparação no setor e nem investimentos previstos.

Mas a executiva responsável pela área solar da petroleira ressaltou que o porte dos negócios será proporcional à importância da companhia.

"Vamos dizer que é um 'tamanho Shell'... Estamos com um apetite bastante grande, queremos ser um 'player' com um tamanho significativo, um 'player' grande no mercado brasileiro", afirmou Gabriela, em conversa por telefone.

A executiva disse ainda que a Shell está atenta ao mercado de energia solar de forma geral e não descarta nem mesmo aquisições no setor, em meio a eventuais oportunidades que possam surgir decorrentes da crise gerada pelo coronavírus.

Mas o foco, segundo ela, está em projetos próprios, desenvolvidos a partir do zero, o que passa até pela escolha de terrenos e medições de irradiação.

Embora mais longo, esse caminho pode permitir à empresa a criação de ativos mais competitivos do que a simples compra de empreendimentos prontos de desenvolvedores, uma vez que retira intermediários do processo, explicou.

"Hoje a estratégia é essa. Talvez um ou dois projetos a gente possa olhar também de outros fornecedores, mas na maioria estamos focando em projetos de desenvolvimento próprio. Vamos ter alguns outros projetos, além desse de Minas Gerais, vindo por aí neste ano".

Ela não revelou a localização dos demais projetos.

Leia mais em:
https://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2020/06/09/entrevista-shell-aposta-em-energia-solar-no-brasil-de-olho-em-potencial-do-mercado-livre.htm 

Governo amplia projetos que podem emitir debêntures incentivas

O Governo Federal publicou na noite de sexta-feira, 5 de junho, um decreto que amplia os escopo de projetos que podem emitir debentures de infraestrutura, também conhecidas como debêntures incentivas por permitir a isenção de imposto de renda para pessoas físicas.

Segundo o decreto n° 10.387/20, poderão captar financiamento via debêntures incentivadas projetos que proporcionem benefícios ambientais ou sociais relevantes, como energia renovável, usinas de recuperação energética de resíduos urbanos,  assim como outras tecnologias de mobilidade urbana e saneamento que proporcionem benefícios ambientais ou sociais relevantes

De acordo com o Ministério de Minas e Energia, com o decreto, poderão ser implantados no país mais de 3 GW em novos projetos de pequenas centrais hidrelétricas, mais de 25 GW em parques eólicos e mais de 8 GW em novas usinas fotovoltaicas. Estima-se que esses projetos poderão atrair R$ 170 bilhões em investimentos até 2029.

Importante lembrar que esses empreendimentos já eram autorizados a emitir debêntures de infraestrutura, desde que fossem enquadrados como prioritários.

A decreto também vai viabilizar usinas que transformam o resíduo sólido urbano (RSU) em energia. Segundo o MME, o aproveitamento energético do lixo urbano poderá atrair investimentos da ordem de R$ 5 bilhões. “Essas usinas possibilitarão reduzir a contaminação do solo e das águas provocada pelos mais de 2.500 “lixões” ainda ativos no país. Podem resolver um dos graves problemas ambientais que enfrentamos atualmente, especialmente em nossas grandes cidades”, informou a pasta em nota à imprensa.

O presidente da Associação Brasileira de Recuperação Energética de Resíduos (Abren), Yuri Schmitke,  elogiou o decreto, porém destacou que as tecnologias de tratamento térmico de resíduo tem potencial de atrair R$ 40 bilhões em investimento com a recuperação de 35% dos RSU. O Brasil produziu 79 milhões de toneladas de lixo em 2019, segundo a Associação Brasileira de Empresas de Limpeza Pública e Resíduos Especiais (Abrelpe), que faz parte da Frente Brasil de Recuperação Energética de Resíduos (FBRER), lançada na semana passada.

Mobilidade e Saneamento

O novo decreto determina que poderão usufruir desse benefício projetos objeto de concessão, permissão, arrendamento, autorização ou parceria público-privada e que integrem o Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República – PPI; que proporcionem benefícios ambientais ou sociais relevantes; ou casos específicos aprovados pelo ministério setorial responsável.

Além do setor de energia, o setor de mobilidade urbana também está incluso: monotrilhos, metrôs, trem urbanos, Veículos Rápidos sobre Trilhos (VLT), veículos elétricos e híbridos (biocombustível ou biogás).

No segmento de saneamento urbano, estão contemplados: abastecimento de água, esgoto, manejo de águas pluviais e drenagem urbana; manejo de RSU e projetos realizados em aglomerados subnormais ou áreas urbanas isoladas, por serem considerados de benefícios sociais, de acordo com a definição do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE).

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Único leilão planejado é o de transmissão em 2020, diz MME

O leilão de transmissão é o único que permanece em avaliação pelo Ministério de Minas e Energia (MME) para este ano, disse o Secretário Adjunto de Planejamento e Desenvolvimento Energético da pasta, Hélvio Guerra. Nesta sexta-feira, 05 de junho, o executivo participou de um seminário virtual promovido pela Confederação Nacional da Indústria (CNI) e pela Abrace, entidade que representa os consumidores industriais de energia elétrica. Oficialmente, os seis leilões previstos para esse ano estão suspensos e não cancelados.

Questionado sobre rumores de que o governo ainda planejava realizar leilões neste ano para manter o ciclo de investimento do setor elétrico, mesmo em um cenário de redução de demanda de energia, Guerra respondeu: “Nós não dissemos que iriamos fazer leilões. O que dissemos é vamos deixar organizado a possibilidade de um leilão de transmissão. O único que está planejado é o leilão de transmissão, mas com todas as ressalvas de avaliação.”

Antes da pandemia de Covid-19, estavam programados para este ano dois leilões de energia existente (A-4 e A-5), dois leilões de energia nova (A-4 e A-6), o leilão de sistema de transmissão de energia e o leilão para o atendimento ao sistema isolado.

Na última terça-feira, 2, o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Thiago Barral, disse que não há necessidade de “correr” para realizar leilões de geração neste ano. No entanto, ponderou que era uma decisão que também precisaria considerar o contexto de política energética.

As medidas de isolamento social para conter a crise de saúde causou uma redução abrupta na demanda de 5 GW médios no horizonte de 2020 a 2024, isso segundo a revisão de carga extraordinária feita em maio. Com capacidade instalada de 11.233 MW de potência, a hidrelétrica de Belo Monte produz cerca de 4,6 GW médios.

Em 2020, a expectativa era que houvesse um crescimento de 4,2% na carga em relação a 2019. Os dados da última revisão de carga apontam para uma queda de 3%, “podendo ser menos”, segundo Barral, que disse que a EPE não descarta a possibilidade de realizar uma nova revisão extraordinária, visto que as expectativas de PIB se deterioram para este ano e a próxima revisão está marcada para setembro.

Guerra, que está de malas prontas para assumir uma vaga na diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), disse que ainda há dúvidas se o leilão de transmissão será realizado. A viabilidade do certame vai depender de algumas variáveis e os próximos dados sobre o comportamento da carga são fundamentais.

“Isso é um fator extremamente importante para saber se vamos realizar um leilão em dezembro ou não”, disse o representante do MME. O ministério pretende realizar todas as diligências necessárias para a realização do certame, como abertura de audiência pública do edital. “Vamos organizar, e isso foi discutido com Aneel, já iniciar uma audiência pública para, se houver uma necessidade, termos condições de realizar em dezembro o leilão”, disse.

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Fonte solar ultrapassa carvão e nuclear no Brasil

A fonte solar fotovoltaica ultrapassou a soma das fontes nuclear e carvão mineral no Brasil, informou Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Somando as grandes e pequenas usinas, são mais de 5,76 GW de capacidade instalada solar, ante um total de 5,58 GW de termelétricas movidas a carvão mineral e nucleares somadas.

De acordo com a associação, o mercado solar fotovoltaico brasileiro já trouxe mais de R$ 30 bilhões em investimentos privados ao país. Destes, R$ 15,52 bilhões foram aplicados em usinas de grande porte, em especial nas regiões Nordeste e Sudeste, gerando energia para milhares de brasileiros pelo Sistema Interligado Nacional.

A outra parcela, de R$ 14,59 bilhões, foi resultado de investimentos diretos de pessoas, empresas, produtores rurais e governos, em pequenos e médios sistemas, espalhados por todas as regiões do país. Ao todo, são 2.928,0 MW em empreendimentos de grande porte e 2.835,5 MW nos sistemas em telhados, fachadas e pequenos terrenos.

“Com isso, a potência total solar ultrapassa em quase 4% a destas termelétricas, baseadas em recursos não-renováveis e com maiores impactos ambientais ao longo de todo o seu ciclo de vida”, comentou o presidente do Conselho de Administração da Absolar, Ronaldo Koloszuk.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53136843/fonte-solar-ultrapassa-carvao-e-nuclear-no-brasil

Empréstimo ao setor elétrico recebe sugestões de 82 instituições na Aneel

A proposta da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para regulamentar o empréstimo bilionário para socorrer o setor elétrico recebeu sugestões de 82 instituições, entre empresas, consultorias, associações, órgãos de defesa e conselhos de consumidores. Algumas delas fizeram mais de uma proposta, de forma que o órgão regulador terá que analisar 404 contribuições.

O número chama atenção, considerando que foram apenas seis dias de consulta pública e elas foram enviadas apenas por formulário eletrônico, em meio à pandemia. Mas não é recorde. A discussão sobre novas regras para painéis fotovoltaicos, por exemplo, recebeu mais de 2 mil contribuições de 156 agentes – a instrução do processo da geração distribuída está em curso na Aneel. Já a que regulamentou o pré-pagamento das contas de energia recebeu 1.200 manifestações.

A relatora do caso, diretora Elisa Bastos Silva, pretende avaliar as sugestões e trazer uma proposta final para deliberação da Aneel o mais rapidamente possível. Uma coisa é certa: não será na próxima reunião da diretoria, marcada para terça-feira, dia 9. Não está descartada, porém, a convocação de reunião extraordinária na próxima semana.

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https://economia.estadao.com.br/blogs/coluna-do-broad/emprestimo-ao-setor-eletrico-recebe-sugestoes-de-82-instituicoes-na-aneel/

EPE não vê necessidade de leilão de geração em 2020

A redução da demanda elétrica imposta pela pandemia de Covid-19 pode levar ao cancelamento definitivo dos leilões de energia elétrica previstos para este ano. A decisão cabe ao Ministério de Minas e Energia (MME), porém, na opinião do presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Thiago Barral, a rigor, não haveria necessidade de contratar novas usinas em 2020.

“Estamos atualizando os cenários [de comportamento da carga de energia]. Claro que terão aspectos de política energética que terão que ser considerados para fazer leilão neste ano. A rigor, pelo cenário que temos, não há necessidade de correr para fazer leilão este ano”, disse o executivo durante webinar Licenciamento Ambiental – Retomada dos Investimentos, realizado nesta terça-feira, 2 de junho, pelo Fórum das Associações do Setor Elétrico (FASE) e pelo Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE).

As medidas de isolamento social para conter a crise de saúde causou uma redução abrupta na demanda de 5 GW médios no horizonte de 2020 a 2024. O “buraco” na demanda teve como consequências a redução de mercado e sobra de energia no portfólio das concessionários, com impactos negativos não só no curtíssimo prazo, como também em um horizonte de médio prazo.

“Entendemos que deveríamos fazer uma reflexão. Em um ambiente em que as distribuidoras estão sobrecontratadas e temos sobras de energia no curto e médio prazo, ampliar os investimentos em geração pode agravar o problema e aumentar o custo da energia do consumidor final. Se o consumidor não está precisando dessa energia, ele estará pagando duas vezes”, disse Barral.

Em 2020, estavam agendados cinco leilões de geração de energia e um de transmissão. No dia 26 de março a Agência CanalEnergia antecipou que os leilões poderiam ser suspensos, informação que foi confirmada três dias depois quando o MME anunciou o adiamento de todos os leilões por tempo indeterminado.

MME suspende todos os leilões por tempo indeterminado



Foram suspensos dois leilões de energia existente (A-4 e A-5), dois leilões de energia nova (A-4 e A-6), o leilão de sistema de transmissão de energia e o leilão para o atendimento ao sistema isolado.

Em 2012, o MME cancelou um leilão de energia existente (A-1) porque as distribuidoras estavam com sobras de energia para 2013. Em 2016, o leilão de energia de reserva também foi cancelado por excesso de oferta.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53136569/epe-nao-ve-necessidade-de-leilao-de-geracao-em-2020

Aneel aprova 1,2 GW em produções independentes eólicas e solares no Nordeste

A diretoria geral da Aneel aprovou 1,2 GW em projetos eólicos e solares sob o regime Produção Independente de Energia Elétrica no Nordeste, sendo 678,6 MW de capacidade instalada entre 19 EOLs e 515,5 MW divididos em 15 UFVs. As outorgas foram publicadas no Diário Oficial da União da última sexta-feira (29), e constam pelo prazo de 35 anos.

Entre a iniciativa de maior porte está o complexo Tucano, com 483,6 MW e 13 centrais formadas por aerogeradores da Siemens Gamesa instalados no município baiano que leva o nome dos empreendimentos, adquiridos pela AES Tietê no ano passado e explorado pela controlada Tucano F2 Geração de Energias. Diferentemente das demais, as usinas Tucano VI, VII e VIII, que somam 155 MW, serão destinadas ao regime de autoprodução de energia.

O consórcio Serra das Almas, entre a francesa EDF e a PEC Energia, e destinado ao mercado livre, obteve a autorização para seis plantas nos municípios de Urandi, Licínio de Almeida e Jacaraci, todos na Bahia, totalizando 195 MW de potência.

Já entre os projetos fotovoltaicos o destaque é para o parque Bom Lugar, de 217,8 MW entre seis usinas em Icó, no Ceará, e de posse da empresa Lightsource Bom Lugar Geração de Energia Ltda.

A companhia Bom Jesus Investimentos Fotovoltaicos também teve seis UFVs contempladas pela decisão da Aneel, totalizando 148 MW do parque Luzeiro, localizado em Bom Jesus da Lapa, Bahia.

Outro provimento foi concedido à empresa Força Eólica do Brasil para as centrais Luzia 2 e 3, somando 119,7 MW em Santa Luzia, na Paraíba. Por fim, a Enercom Energias Renováveis teve aprovada a usina Luiz Gonzaga III, de 30 MW em Terra Nova, no Pernambuco.

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Carga esperada para junho é 5,4% menor, aponta ONS

O mês de junho deverá ser o terceiro em que o país enfrenta os efeitos da pandemia causada pelo novo coronavírus, com isso a previsão é de que a carga no Sistema Interligado Nacional recue ante o mesmo período do ano passado. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico, a estimativa é de uma retração de 5,4%, para 60.285 MW médios.
Se essa previsão se confirmar será a quarta queda seguida no ano, sequência iniciada em março, quando o país começou a sentir os efeitos na segunda quinzena daquele mês que teve carga 0,6% menor. Já em abril o indicador recuou 11,6% e em maio a previsão está na casa de 10% de redução na comparação com os mesmos meses de 2019.
A previsão apresentada na reunião do Programa Mensal de Operação é de uma queda de 7,5% no maior submercado do país, o Sudeste/Centro-Oeste. No Norte está a segunda maior redução com 4,3%, seguida pelo Nordeste com 2,4% e no Sul com 1,8%.
Em termos de vazões, apenas no Norte é esperado um volume de energia natural afluente acima da média histórica. A expectativa é de alcançar 116% da média de longo termo, que é o mesmo índice do fechamento de maio para aquela região. No SE/CO e NE o índice projetado é o mesmo em relação à média, com 77% da MLT. No Sul, apesar de uma melhoria verificada na última semana este mês deverá fechar com apenas 19% da média e para junho é esperado, inicialmente, 29% da MLT, o 10º pior mês de junho no histórico de 90 anos.
A previsão inicial do ONS em relação ao nível de armazenamento, apesar de já estarmos no período seco, é de estabilidade no SE/CO. A previsão é de chegar ao dia 30 de junho com um volume de 55%, mesmo índice projetado nesta sexta-feira, 29 de maio. Para fins de comparação, a previsão inicial para maio era de chegar ao dia 31 deste mês com nível de armazenamento em 58,1%. Nos demais submercados é estimada queda ante o volume atual no NE, passando dos 91,1% para 87,3% ao final de junho. No Norte a estimativa e de aumento em 2,3 pontos porcentuais para 85,2% e no Sul uma leve melhora, passando de 17,4% para 23,1%.
Por sua vez o custo marginal de operação continua descolado, assim como nas semanas anteriores. No Norte e NE continua zerado enquanto no SE/CO e Sul a média ficou em R$ 102,42/MWh, resultado do patamar pesado em R$ 110,98/MWh, médio em R$ 110,27/MWh e o leve em R$ 92,12/MWh. Para fins de comparação, no mês de maio os valores em todo o país iniciaram no zero.
A previsão de despacho térmico continua a ser liderado pelas térmicas que declaram inflexibilidade. Nesta semana operativa a previsão é de 5.591 MW médios, ainda há outros 309 MW médios por restrição elétrica e 904 MW médios por ordem de mérito. Nesse último critério a última usina é a de Santa Cruz a GNL com CVU de R$ 124,72/MWh que está enquadrada na antecipação da geração, apesar de custo marginal mais baixo.

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Geração distribuída atinge a marca de 3 GW no Brasil

O Brasil alcançou a marca de 3 GW de potência instalada em micro e minigeração distribuída de energia elétrica. Regulamentada em 2012, a modalidade triplicou nos últimos 12 meses. Em junho do ano passado, o país comemorava o primeiro gigawatts em geração distribuída. Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), existem 242,3 mil usinas em operação, beneficiando mais de 315 mil unidades consumidoras no país.

A modalidade permite que empresas e residências produzam sua própria eletricidade a partir de fontes renováveis (hidrelétrica, eólica e solar) ou cogeração qualificada (térmica). O excedente de geração é injetado na rede da distribuidora local e se torna um crédito financeiro para o proprietário do sistema. Com isso, o consumidor só paga a diferença entre o que foi consumido da rede da concessionária e o produzido.

“É um conquista significativa, levando em conta o momento crítico que o setor enfrenta com a crise da Covid-19 e o processo de revisão das normas que regulam a modalidade. O crescimento diante da adversidade demonstra a vontade que os brasileiros têm de gerar a própria energia de forma descentralizada e renovável. Confiamos na GD para construir um Brasil melhor”, disse Carlos Evangelista, presidente da Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD).

A tecnologia mais utilizada pelos consumidores brasileiros é a solar fotovoltaica, com 241,9 mil usinas e 2,82 GW de potência instalada. Em junho de 2019, esses números eram 82,6 mil e 0,87 GW, respectivamente

Em segundo lugar em potência instalada permanece a produção por centrais geradoras hidrelétricas (CGHs), com 107 usinas e 102,8 MW de potência. Há um ano eram 86 usinas e 81,3 MW de potência.

Segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), estima-se que geração solar distribuída já movimentou R$ 14,6 bilhões em investimentos desde que o primeiro sistema foi instalado no país em 2012. Apesar dos avanços, a entidade afirma que participação da tecnologia fotovoltaica ainda é muito pequena no Brasil em comparação com as economias mais desenvolvidas

Na comparação com outros países, o Brasil possui entre 10% a 20% das conexões existentes em nações como Austrália, China, EUA e Japão, que já ultrapassaram a marca de 2 milhões de sistemas solares fotovoltaicos, bem como da Alemanha, Índia, Reino Unido e outros, que já superaram a marca de 1 milhão.

O presidente do Conselho de Administração da Absolar, Ronaldo Koloszuk, disse que o sistema fotovoltaico é hoje um dos melhores investimentos para empresas e cidadãos, já que traz um retorno muito acima do oferecido no próprio mercado financeiro.

“Como o juro real no Brasil está mais baixo, os consumidores têm buscado alternativas de investimentos com retornos mais rápidos, como é o caso da energia solar”, explicou o executivo em nota à imprensa.

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Mudança na carga deve reduzir preço da energia no longo prazo

O preço da energia elétrica no mercado livre também deverá ser afetado nos próximos anos, uma vez que houve uma mudança estrutural no comportamento da carga nacional após a crise provocada pelo Covid-19, disse a diretora da Brasil Comercializadora, Alessandra Zancopé, durante o webinar sobre cenários para o mercado de energia, promovido pela Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen) e pela União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica) nesta quarta-feira, 27 de maio.

A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) foi revisada para 65.886 MW médios em 2020 ante uma previsão inicial de 70.825 MW médios, de acordo a última versão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024). A próxima revisão será presentada em setembro.

Alessandra destacou que a previsão de carga atual é equivalente aos montantes de 2017, um atraso de crescimento de 4 anos. “Alterações estruturais na carga alteram o balanço demanda x oferta enxergado pelos modelos de otimização, impactando o preço por períodos mais longos”, disse. O preço de longo prazo, porém, depende de como será a retomada da atividade econômica.

Além da redução brusca do consumo de energia causa pelas medidas de isolamento social, o Brasil também vive uma situação hidroenergética favorável em 2020. Com exceção do submercado Sul, os demais reservatórios estão com níveis considerados confortáveis.

Segundo a diretora, o submercado Sudeste/Centro-Oeste está com o melhor armazenamento dos últimos 6 anos. A região – que concentra 70% do armazenamento de eletricidade país – está com 55,05% de capacidade, de acordo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS) em 26 de maio.

A melhora nas afluências já havia provocado uma redução nos preços da energia no mercado livre em fevereiro. Em abril, com a mudança na expectativa de carga, o preço despencou entre 40% e 60%, disse a especialista da Brasil Comercializadora.

O preço da energia convencional Sudeste (2ºSem 2020) caiu de R$ 250/MWh para R$ 120/MWh, podendo ficar abaixo dos R$ 100/MWh se as afluências no período seco ficarem dentro da média histórica. Ricardo Brunet, gerente de Energisa Comercializadora, disse que os cenários de preços apontam para energia convencional Sudeste próxima de R$ 101/MWh também em 2021.

Entre 2020 e 2024, o país conviverá com uma sobra estrutural de energia acima de 15 GW. No entanto, 62% dessa oferta está nas regiões Norte e Nordeste, um desafio para a expansão do sistema de transmissão.

Os órgãos responsáveis pelo planejamento do setor elétrico trabalham agora com uma retração do Produto Interno Bruto (PIB) de -5% em 2020, ante uma expectativa de crescimento de 2,3% antes do Covid-19. Porém, a recessão pode ser ainda maior, segundo a Energisa, que estimativa uma queda no PIB de -7% neste ano, enquanto o último boletim Focus fala em queda de -5,9%.

“Enxergamos indícios representativos de um longo período de recessão econômica no Brasil”, disse Brunet, que também participou do webinar.

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Carga é revisada para 65.866 MW médios em 2020

A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) está estimada em 65.886 MW médios para 2020 – 1.383 MW médios menor do que o previsto na 1º revisão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024), divulgada no final de abril com vigência a partir de maio de 2020.

Em função do agravamento da pandemia do Covid-19, as perspectivas para a economia brasileira pioraram e o Produto Interno Bruto (PIB) sinaliza para uma retração de 5% neste ano.

A revisão extraordinária do PEN foi um pedido conjunto do Operador Nacional do Sistema, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A revisão foi autorizada pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em reunião pública realizada nesta terça-feira, 26 de maio.

A redução de carga verificada em 2020 também se propagará pelos próximos quatro anos, atingindo montantes da ordem de 1.500 MW médios em 2024 (‐1,9%). A nova expectativa de carga será implementada pelo ONS no Programa Mensal de Operação (PMO) de julho de 2020.

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Estudo aponta potencial eólico superior a 7 TW ao longo da costa

Estudo recente da Universidade Federal de Santa Catarina sobre o potencial eólico offshore do Brasil mostra que o recurso existente entre 0 e 100 metros de profundidade é de 1,3 TW. Considerando a Zona Econômica Exclusiva, que abrange 200 milhas mar adentro a partir da costa, o valor sobe para 7,2 TW de potência instalada.

O trabalho realizado pelo professor e pesquisador Felipe Pimenta utiliza um método de extrapolação vertical que leva em consideração a estabilidade da atmosfera dos locais estudados e usa uma base de dados mais extensa, que vai de 1987 a 2014. O resultado é mais conservador que o método tradicional (Lei Logarítimica), com magnitudes 20% menores que a de estimativas que consideram condições de atmosfera neutra, mas com a vantagem de ter maior precisão.

Pelo método tradicional, o potencial calculado chega a 9,3 TW. Há, no entanto redução de cerca de 20% quando se considera a instabilidade atmosférica. Estimativa da Empresa de Pesquisa Energética, sem a extrapolação vertical, dá um resultado de 10 TW.

O mapeamento é a continuação de trabalho iniciado pelo pesquisador em 2008, durante doutorado nos Estados Unidos. Ele apresenta resultados em função da estação do ano e da produtividade da turbina por distância da costa e ao longo da costa, mas sugere a necessidade de medições por um ou dois anos para a validação dos dados apurados.

O levantamento foi feito ao longo de toda a costa brasileira, do Amapá ao Rio Grande do Sul, e aponta o que Pimenta chama de hot spots, que são locais onde com grande potencial de exploração econômica. Esses pontos estão localizados nos estados do estados do Amapá e do Pará, na Região Norte; no Maranhão, Piauí, Ceará e Rio Grande do Norte, no Nordeste; Espírito Santo e Rio de Janeiro, no Sudeste; Santa Catarina e Rio Grande do Sul, na Região Sul.

Há recursos eólicos da ordem de 725 GW em águas mais rasas, entre 0-35m; e de 980 GW entre 0-50 m. Essas profundidades são encontradas no Norte e no Nordeste, onde a exploração pode ser feita mais próxima à costa. Recursos significativos também são encontrados no sul para águas mais profundas, onde os ventos são mais intensos quanto maior a distância do continente. O trabalho identifica instabilidades atmosféricas no Norte, Nordeste e Sudeste (à exceção da região de Cabo Frio, no Rio de Janeiro) e estabilidade no Sul.

Um aspecto interessante já identificado em mapeamentos anteriores é a complementariedade sazonal significativa entre a costa norte e nordeste do país. Enquanto a potência dos ventos é maior na costa do PA e AP no verão (janeiro), no inverno a situação muda, quando ela se intensifica na costa do PI,CE e RN. “Essa complementariedade sazonal pode ser usada de maneira eficiente, onde as turbinas estiverem interligadas através da rede de transmissão”, explica o pesquisador, que chama o movimento de “gangorra do corredor nordeste.”

Pimenta afirma que o resultado apurado serve não apenas para atrair investimento, mas também para planejar incentivos a regiões que não estão tendo ainda propostas de usinas offshore. Ele dá como exemplo o Amapá e o Pará.

Um das surpresas da pesquisa foi a constatação de que embora no Nordeste  os ventos sejam mais abundantes, nos dois estados do Norte os recursos são mais  maiores, por causa da extensão da plataforma continental. “São centenas de quilômetros de largura, enquanto no Nordeste os recursos estão confinados a um espaço menor, porque a plataforma continental é estreita.”

Em janeiro do ano passado existiam seis projetos de fazendas eólicas offshore em licenciamento ambiental pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, para obtenção da licença prévia, incluindo um projeto da Petrobras. Segundo o roadmap da EPE, “o licenciamento ambiental de projetos eólicos offshore deve incluir também a linha de transmissão que fará o escoamento da energia gerada por esses projetos até um ponto de conexão ao Sistema Interligado Nacional.”

Medição
A pesquisa desenvolvida na UFSC, por meio do Projeto MovLidar (4068201314), tem o apoio financeiro do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq). A universidade obteve recursos para a compra de um equipamento de medição chamado Lidar, que custa em torno de R$ 550 mil, e foi instalado em um pier costeiro ao sul de Santa Catarina, onde funciona há mais de três anos.

O custo é elevado, mais ainda assim muito mais barato que o de instalação de torres de medição meteorológica, afirma Pimenta. Para o pesquisador, a melhor maneira de fazer um mapeamento amplo do potencial ao longo da costa, com campanhas de medição de vento, seria a instalação de uns dez equipamentos desse tipo. O investimento custaria de R$ 5 milhões a R$ 10 milhões e poderia ser financiado pela iniciativa privada.

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Casa dos Ventos fecha venda de energia à Tivit e avança em projeto eólico de R$2,4 bi

A desenvolvedora de projetos de geração renovável Casa dos Ventos fechou um contrato privado de longo prazo para venda de energia à empresa de tecnologia Tivit, em negócio que ajuda a tirar do papel um complexo eólico no Rio Grande do Norte orçado em 2,4 bilhões de reais.
As obras da usina que atenderá o contrato começaram em abril, e a Casa dos Ventos espera assinar nas próximas semanas os últimos acordos envolvendo a produção futura da primeira fase do empreendimento, para o qual já tem planos de expansão, disse à Reuters o diretor de Novos Negócios da empresa, Lucas Araripe.
Transações envolvendo contratos privados de energia renovável no chamado mercado livre de eletricidade, no qual grandes consumidores como indústrias negociam diretamente seu suprimento, têm se tornado tendência no mundo e no Brasil, em meio à busca de empresas por investimentos em sustentabilidade e à constante queda dos custos de energia eólica e solar.
Esses negócios, no entanto, devem enfrentar alguns desafios neste ano devido à pandemia de coronavírus, que tem reduzido significativamente a demanda por eletricidade, principalmente no mercado livre, onde operam clientes industriais e comerciais, afetados por medidas de isolamento adotadas contra a disseminação da doença.
"Para essa primeira fase do parque, são negociações que já vêm desde o ano passado, que já estavam bem avançadas e estamos concluindo. Para o futuro, vamos sentir um pouco mais agora... mas a gente vê isso como um problema conjuntural", disse Araripe.
"A perspectiva é que a energia eólica continue sendo atraente", acrescentou ele, ao apontar que os contratos finais de venda da produção da primeira etapa do parque eólico devem ser assinados nas próximas semanas.
A usina Rio do Vento terá 504 megawatts em capacidade, sendo que o comissionamento das máquinas está previsto para o segundo semestre de 2021.
O fornecimento aos clientes que compraram energia do parque começará a partir de 2022.
A Tivit fechou um contrato de mais de 10 anos para atender a demanda de seus 30 escritórios e data centers no Brasil, disse Araripe, sem mencionar valores da transação.
Antes, a Casa dos Ventos já havia assinado contrato também com a Vulcabras Azaleia, no valor de 150 milhões de reais, que prevê fornecimento de 7 megawatts por 13 anos.
A operação com a Tivit prevê a possibilidade de a empresa exercer opção de compra de uma fatia no parque eólico após a conclusão das obras. Nesse caso, a companhia passaria ser considerada "autoprodutora" de energia, o que reduziria seus custos com encargos, de acordo com a regulação.
"Acreditamos que essa é uma maneira de dar acesso a energia eólica barata para os clientes, os grandes e agora os de médio porte", disse Araripe.
Ele afirmou que cerca de 65% dos recursos para a construção do parque eólico no Rio Grande do Norte serão assegurados junto ao Banco do Nordeste (BNB) e ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A usina usará máquinas da dinamarquesa Vestas.
Antes, em janeiro do ano passado, a Casa dos Ventos havia fechado um acordo semelhante envolvendo energia limpa e um parque eólico também com a mineradora Vale. Pela transação, a Vale comprou a produção futura da usina Folha Larga Sul e terá ainda a opção de adquirir o controle do projeto.
SEGUNDA FASE
A Casa dos Ventos prevê começar agora negociações de contratos que poderiam dobrar a capacidade do complexo no Rio Grande do Norte, para 1 gigawatt, disse o diretor de Novos Negócios.
Esses acordos para uma segunda fase do empreendimento devem prever a entrega da energia a partir de 2022 ou 2023, o que ajudará a reduzir riscos relacionados ao coronavírus, acrescentou Araripe.
"Estamos falando em um horizonte de daqui a três anos, e são contratos de longo prazo. A gente imagina que deve ter adesão", afirmou o executivo, destacando que a empresa ainda não sofreu impactos relevantes de pedidos de renegociação de contratos já fechados anteriormente.
"Escolhemos contrapartes fortes. E nos contratos temos instrumentos, garantias, seja fiança, seja corporativa, que nos protegem... até agora não temos visto essa motivação das empresas para alterações relevantes de cláusulas", disse.
Em meio à forte queda de consumo industrial e comercial devido ao agravamento da pandemia de Covid-19 no Brasil, diversas comercializadoras de energia têm relatado pedidos de clientes para renegociar ou reduzir contratos.
Essas renegociações devem gerar impactos de cerca de 5 bilhões de reais para empresas de comercialização em 2020, segundo projeção da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel).

Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2020/05/21/casa-dos-ventos-fecha-venda-de-energia-a-tivit-e-avanca-em-projeto-eolico-de-r24-bi.htm

Preço da energia no ACL deve incentivar migração de consumidores

A redução de consumo de energia no mercado é um dos efeitos mais visíveis que se tem no setor elétrico. Segundo os dados mais recentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, a redução está na casa de 15% no SIN, sendo de 14% no ACR e de 19% no ACL. Com isso, somado ao nível de reservatórios do país, a tendência é de que o preço da energia no mercado livre fique em patamares mais baixos para 2020 e em 2021. Na avaliação de especialistas e agentes, essa pode ser uma boa oportunidade de migração e até mesmo de fechar novos contratos no mais longo prazo.

De acordo com Patrick Hansen, sócio da Dcide, o impacto na curva forward de preços foi forte. Os contratos, lembrou ele, saíram de um patamar de R$ 200/MWh no início do ano para algo como R$ 143/MWh agora em maio. Esses valores representam uma queda de quase 30%, índice que ele classificou como expressivo quando se pensa que em janeiro o PLD estava pressionado.

“Interpreto que temos a perspectiva de melhoria nas condições de armazenamento para o início de 2021, será melhor do que nos dois últimos anos com essa redução do consumo de 2020. Isso gera expectativa de preços de energia para o período de 2021 a 2024 impactados, claro que não na mesma medida. Em  2022 os preços estão acima de 2021 porque no longo prazo temos menos volatilidade”, acrescentou ele em sua participação no 5º webinar da edição especial do Agenda Setorial 2020, realizado pelo Grupo CanalEnergia-Informa Markets via internet em decorrência da pandemia de covid-19.

Hansen relatou que os valores para depois de 2022 estão mais elevados, mas mesmo assim, as variações estão em uma faixa de R$ 5 a R$ 10, uma diferença que ainda é significativa quando se pensa em contratos para daqui a três ou quatro anos. A dúvida sobre o potencial de queda, continuou ele, está quanto à situação do submercado Sul que está passando pelo pior ano do histórico de 90 anos em termos de afluências.

“Acho que este é um bom cenário para o consumidor, um bom momento para se contratar no longo prazo”, definiu ele. “Esse período de crise que estamos passando é ruim para todos, mas há oportunidades e uma dessas é a de que o consumidor pode encontrar preços competitivos de energia”, avaliou ele.

Essa análise é dividida pelo diretor da Ampere Consultoria, Bruno Soares. O executivo acrescentou ainda que não estamos livres de novas revisões extraordinárias. Ele destacou a incerteza acerca da duração da crise e da extensão. Até porque começa a se falar em bloqueios mais rígidos em cidades como São Paulo e Rio de Janeiro, que podem comprometer ainda mais o consumo de energia.

“Se chegarmos a um ponto de grandes centros comerciais decretarem o lockdown, um novo cenário precisará ser traçado e com impacto importante nesse sentido de previsão de carga”, ressaltou o executivo.

Essa perspectiva, inclusive, não parece estar afastada uma vez que a situação não parece estar melhorando. A pandemia, lembrou, está invadindo o interior do país com mais amplitude e, por isso, a situação não permite ter uma previsão certeira sobre os desdobramentos nas próximas semanas. Soares relatou ainda que a sobreoferta tem levado a efeitos nos preços no longo prazo, corroborando o que disse Hansen. “A situação no Sul do país é o fator de resistência que tem feito com que o preço não caia ainda mais”, apontou. Em sua análise essa situação de valores mais baixos deve gerar um incentivo para uma maior migração ao mercado livre.

Ainda na semana passada, no 4º webinário do Agenda Setorial 2020, essa análise foi feita por quem está diretamente ligado a negociações no ACL. O presidente da BC Energia, Alessandro de Brito Cunha, destacou que sempre é momento para essa mudança. E a questão se torna mais favorável para a migração em decorrência das perspectivas de impacto tarifário que se vislumbra nos próximos anos.

O sócio da Delta Energia, Ricardo Lisboa, reforçou que este também é o momento de recontratar energia no ACL. Apesar de indústrias e grandes consumidores em geral estarem com uma demanda mais reduzida no momento, os preços da energia no ACL estão mais baixos e, por isso, seria uma boa estratégia buscar acordos para o longo prazo, garantindo um preço mais baixo. “Cada um deve ter a sua estratégia nessa hora, é uma questão de caso a caso de acordo com a necessidade individual”, ressaltou.

Andrew Strofer, CEO da América Energia, lembra que os preços com a conta covid devem apresentar um impacto para o ACR. Mesmo com a taxa Selic ao menor nível da história do Brasil temos outros efeitos na tarifa que é decorrente da energia de Itaipu, em dólar. E ainda, do custo dos combustíveis, que formam a maior parcela da CDE. O que ajudaria a elevar os custos aos consumidores no mercado regulado, reforçando essa tendência de ampliação das diferenças entre os dois ambientes de contratação.

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