54 usinas são contempladas com selo energia verde no início de 2020

Neste início de ano, um total de 54 usinas sucroenergéticas que produzem energia elétrica a partir da biomassa já detém o Certificado Energia Verde emitido no âmbito do Programa de Certificação de Bioeletricidade – Edição 2020, uma iniciativa da União da Indústria de Cana-de-Açúcar em cooperação com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica e apoio da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia.

Criado em 2015, o Certificado Energia Verde é a primeira certificação no Brasil focada estritamente na energia elétrica produzida a partir da cana-de-açúcar, contemplando usinas sucroenergéticas que exportam eletricidade para o SIN assim como as que também produzem apenas para o autoconsumo, desde que cumpram as diretrizes do Programa de Certificação. Algumas destas regras incluem a obrigação de que as unidades geradoras estejam adimplentes junto à CCEE, sejam associadas à Unica e atendam critérios de eficiência energética, além de que o combustível empregado na geração seja renovável. Ao longo de 2020, as 54 unidades detentoras desta certificação devem produzir um total de 12.211 GWh, sendo 64% exportados para o Sistema Interligado Nacional e o restante para o autoconsumo das plantas sucroenergéticas.

De acordo com o Programa, a Unica emite os certificados para usinas produtoras de bioeletricidade sucroenergética e o Selo Energia Verde para comercializadoras associadas à Abraceel e consumidores que adquirem a energia das usinas certificadas no Ambiente de Contratação Livre, considerando as diretrizes da iniciativa. Das 54 usinas certificadas até fevereiro, participam unidades pertencentes a importantes grupos econômicos do setor sucroenergético como Atvos, Balbo, Batatais, Biosev, Cocal, Cofco International Brasil, Colombo, Ipiranga, Nardini, Pedra Agroindustrial, Pitangueiras, Raízen, Tereos, Vale do Paraná e Viralcool.

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ONS: previsão de chuvas aumenta no SE/CO

Seca no Sul e chuva pouco acima da média histórica no Sudeste/Centro-Oeste, é assim que o Operador Nacional do Sistema Elétrico projeta a última semana operativa de fevereiro no país. A estimativa divulgada nesta sexta-feira, 21, para o período entre 22 e 28 de fevereiro é de que o maior submercado encerre o mês com energia natural afluente de 103% da média de longo termo, aumento de 2 pontos porcentuais ante o esperado sete dias atrás. Já no Sul a previsão recuou de 31% para 29% da MLT. Enquanto isso, no Nordeste a expectativa é de encerrar o período com 81% da média e no Norte em 78% da média histórica.
Já em termos de carga a previsão é de recuo no consumo de energia, a atualização que consta da revisão 3 do Programa Mensal de Operação é de queda de 0,4% quando comparado ao mesmo mês do ano passado. Se essa previsão se confirmar a demanda será de 71.648 MW médios, reflexo da queda projetada e 1,2% no SE/CO e de 2,8% no NE. Já no sul é esperado crescimento de 2,1% e de 0,2% no norte.
Com isso, a previsão é de que os reservatórios no maior submercado do país fechem o mês em 39,2%, uma aceleração do replecionamento do nível de armazenamento ante o que se esperava semana passada. No sentido contrário houve uma desaceleração no NE que poderá encerrar a semana em 60,7%, o mais elevado do país, no Norte está projetado 46,9% e no Sul a pior situação com a perspectiva de encerrar o mês com apenas 18,7%.
Como consequência, o custo marginal de operação está descolado em todos os submercados. O mais elevado é o Sul com R$ 180,61/MWh, no SE/CO está em R$ 140,51/MWh e no NE e Norte os valores estão abaixo de R$ 17/MWh.
Segundo o ONS, estão programados 6.410 MW médios de despacho térmico para a semana. A maior parte por inflexibilidade com 4.559 MW médios, 1.184 MW médios por ordem de mérito e mais 666 MW médios por restrição elétrica.


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Brasil prepara nova expansão de energia eólica com turbinas no mar

A energia eólica é um dos tópicos mais estudados no ecossistema de energia renovável. Nas últimas décadas, o foco foi em vários aspectos da modelagem e análise de turbinas eólicas em terra. Especialmente no Brasil, a energia eólica tem um enorme potencial que vem sendo pesquisado em estudos recentes.

Liderado pelo professor Alexandre Simos, do Departamento de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica (Poli) da USP, e graças ao financiamento fornecido pelo Escritório de Pesquisa Naval Global (ONR Global), um grupo de pesquisadores está encontrando maneiras de aumentar a capacidade de geração de energia eólica do país, desempenhando um grande esforço para reduzir o peso estrutural em novos projetos de turbinas eólicas flutuantes offshore (conhecida também, em inglês, como Floating Offshore Wind Turbines – FOWTs).

As FOWTs têm muitas oportunidades e obstáculos. Entre as vantagens, a disponibilidade de ventos constantes e uma velocidade adequada para o uso de turbinas em sua eficiência ideal. Entre as desvantagens estão os altos custos de instalação, as linhas de amarração e o grande comprimento de cabos necessários para a transmissão de energia. Nesse contexto, aliviar pesos estruturais no flutuador é certamente algo bem-vindo.

“Na década passada, vimos muito esforço no campo da engenharia offshore para conceber, projetar e validar esse novo tipo de sistema flutuante. Atualmente, após muitos projetos de demonstração, a viabilidade do conceito é comprovada e, como resultado, estamos testemunhando os primeiros parques eólicos comerciais flutuantes”, afirma o professor Simos.

Além disso, o projeto de FOWTs é uma tarefa complicada que deve considerar variáveis como respostas a ondas, cargas de correnteza e vento, estabilidade estática, dinâmica e comportamento estrutural das linhas de ancoragem. Portanto, vários projetos de pesquisa foram realizados por diferentes grupos, com o objetivo de desenvolver códigos numéricos e estabelecer as bases para a avaliação comparativa experimental de FOWTs.

Enquanto as turbinas eólicas offshore flutuantes fornecerão uma fonte alternativa de energia para a base marítima da frota, Paul Sundaram, diretor científico da ONR Global em São Paulo, observa que “o objetivo era entender, através da modelagem, como projetar e gerenciar estruturas complexas no ambiente dinâmico do oceano. Isso é muito importante para a Marinha dos Estados Unidos, a fim de criar e construir sistemas resilientes desenvolvidos em alto-mar”.


O papel do Brasil
A tecnologia desempenhará um papel importante na futura expansão da energia eólica no Brasil. Tal crescimento está projetado para ocorrer em breve. A regulamentação para a instalação de parques eólicos offshore já está sendo discutida no Congresso brasileiro, e o setor está se preparando para novos desenvolvimentos, que de fato tem um enorme potencial, especialmente na costa nordeste do país.

“Nos últimos anos, o Brasil expandiu muito rapidamente sua capacidade de geração de energia eólica, hoje superior a 13 GW, cerca de 8% da capacidade total do país. Esses números fazem da energia eólica a segunda fonte de energia elétrica da rede brasileira. Toda essa produção é feita em terra, em muitos parques eólicos espalhados por todo o país, mas principalmente concentrada no Nordeste, onde o potencial eólico é excelente”, destaca o professor Simos.

A Poli também possui um grupo de pesquisa que trabalha em sistemas offshore para a exploração e produção de petróleo e gás, que é uma atividade econômica muito importante no Brasil. Sendo assim, a ideia inicial dos pesquisadores foi se beneficiar da experiência em sistemas flutuantes de petróleo e gás para adaptar e desenvolver novas ferramentas computacionais destinadas à análise de FOWTs. Essas ferramentas são utilizadas para prever a resposta das estruturas em ondas e vento e para estimar as tensões nas linhas de amarração, cargas estruturais e vibrações.

Aplicabilidade futura
Também é importante mencionar que, além do objetivo principal de gerar energia limpa para a rede elétrica, outras aplicações para FOWTs estão sendo projetadas. Por exemplo, existem projetos em andamento para usá-las como energia auxiliar para equipamentos submarinos nos campos de petróleo e gás. Isso levará a tecnologia a águas profundas e, portanto, novos desafios poderão ser enfrentados.


“Ainda estamos desenvolvendo parte dos modelos hidrodinâmicos para prever as forças das ondas nos flutuadores. Efeitos não lineares envolvidos nas derivas do flutuador e que podem ser importantes para o projeto das amarras, são difíceis de prever com precisão para esse tipo de estrutura. Estamos testando diferentes alternativas e realizando testes em nosso tanque de ondas para verificar o desempenho dos modelos numéricos”, diz o professor Simos.

Como as FOWTs são dispositivos relativamente novos, ainda existe espaço para otimização do design. Por exemplo, novos conceitos de cascos flutuantes com o objetivo de reduzir os movimentos da turbina ainda estão sendo projetados e propostos. Além disso, para tornar economicamente viável o uso de FOWTs em águas profundas (maiores que 1.000 metros), o projeto de sistemas de ancoragem otimizados, feitos de materiais leves, também será um desafio.

“Tais estruturas serão estratégicas para o transporte marítimo como fonte de energia renovável. As FOWTs geralmente estão em águas mais profundas, onde as velocidades do vento são mais altas e os ventos são mais constantes. Pequenos aumentos na velocidade do vento podem levar a uma produção de energia muito maior”, observa Sundaram.
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CCEE já desligou 10 comercializadoras de energia

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) já desligou dez comercializadoras por descumprimento de obrigações no mercado livre e outras cinco empresas estão sob a vigilância da autarquia, que pede mais rigor nas regras para o ingresso e desligamento de empresas inadimplentes.

Foram desligadas as empresas Bionergias, Kyon, FDR, Linkx, Cowat, Minas Geração, Negocial Energia, Bio Energy Comercializadora (Bio Comerc), Doxo Comercializadora e Primo. Estão em operação assistida as empresas Vega Energy, Innovat Com, Rio Alto, Lumen e 3G Energia.

Atualmente, 345 comercializadoras estão operando no mercado livre e mais 74 empresas estão na fila para entrar no negócio.

Segundo Talita Porto, conselheira da CCEE, as regras atuais permitem que empresários que tiveram empresas desligadas continuem operando no mercado com outro CNPJs. Além disso, o processo de desligamento precisa ser aprimorado, pois para o agente ser expulso ele precisa registrar três inadimplências consecutivas ou acumular quatro descumprimentos ao longo de um ano.

Nesta quarta-feira, 19 de fevereiro, a Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel) lançou o Manual de Boas Práticas de Gestão de Risco, com objetivo de fomentar uma cultura de gestão de riscos nas empresas que atuam no mercado livre. “Com o lançamento dessa cartilha, esperamos que as empresas instalem políticas de gestão de risco mais consistentes. Se cada um cuidar do seu risco, o mercado será mais seguro. É isso que a gente espera com essa cartilha”, disse em São Paulo, Reginaldo Medeiros, presidente da Abraceel.

Além da cartilha, contou o executivo, a associação passou a adotar uma política mais rigorosa na adesão de novos associados. Todo novo agente agora precisa passa pelo crivo dos atuais sócios antes de ser aceito na Abraceel. O proponente também precisa apresentar em detalhes a política de risco da empresa. Nas palavras de Medeiros, a associação se tornou “mais conservadora na adesão de novos sócios”.


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Em 2022, metade da energia eólica da Neoenergia estará no ACL

Metade da capacidade eólica da Neoenergia deverá estar destinada ao mercado livre em 2022, após a conclusão dos Complexos Eólicos Oitis, de 566,5 MW e Chafariz (PB-565 MW). Em teleconferência de resultados realizada nesta terça-feira, 18 de fevereiro. De acordo com o CEO da empresa, Mario Ruiz-Tagle, 25% dessa energia já foi comercializada para os anos de 2022 e 2024 a preços médios de R$ 190/ MWh. O Complexo Oitis está localizado nos estados do Piauí e da Bahia e conta com 12 parques.  “Assegura a participação da Neoenergia no movimento de  liberação do mercado de energia brasileiro, afirma. A GE vai fornecer as turbinas para Oitis. Em 2019, a empresa investiu R$ 143,3 milhões na implantação e operação de eólicas.

Ainda de acordo com o executivo, a expectativa da empresa é de alcançar um bom crescimento em 2020. Sem querer prever um percentual, Ruiz Tagle lembrou que as distribuidoras do Nordeste sempre crescem acima do PIB e que o grupo manterá a atual disciplina.

O leilão A-4, que será realizado em abril deste ano, deverá contar com a Termope, termelétrica da empresa em Pernambuco. Contratada até 2024, há a busca por uma alternativa para a sua continuidade. A usina, além de rentável, também tem se mostrado importante para a operação da região Nordeste, o que justificaria a sua contratação. “Nossa expectativa é conseguir contratar ela nesse leilão”, avisa Ruiz-Tagle, que lembra que ela não vai precisar de investimentos, por já estar em operação.

Para esse leilão e o futuro da usina, a Neoenergia também negocia com cuidado não só com a Petrobras – a atual fornecedora – um novo contrato de fornecimento de gás da térmica, mas também alternativas com fornecedores internacionais, usando estruturas de GNL que poderão ser construídas. A espanhola Iberdrola, controladora da Neoenergia está auxiliando nesse tema, pela experiência internacional que possui na área. Para Mario Ruiz-Tagle, nesse leilão de térmicas será possível definir se a política de gás barato do governo federai vai se confirmar. “Temos toda certeza operacional do ativo, o que temos que conseguir agora é um bom preço de gás para arrumar um preço no futuro contrato”, aponta.

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Mesmo com energia em excesso, preço baixo não é repassado a todos os consumidores

Investimentos bilionários realizados nos últimos anos proporcionaram uma sobra estrutural de energia, mas isso não tem se traduzido em preços mais baixos - ao menos, não para todos. Mesmo com o avanço de empreendimentos eólicos e solares, a água ainda é o item que mais influencia nos preços de energia no País. O aumento das chuvas nas últimas semanas ajudou na recuperação dos reservatórios das hidrelétricas e reduziu o valor da energia no mercado de curto prazo (PLD). Na prática, porém, esse efeito não chega à maioria dos consumidores.

Isso porque, além da energia em si, que representa 33%, as contas de luz embutem custos de transmissão (7%), distribuição (19%), subsídios (10%) e impostos (31%), em média, de acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). E é por meio da exploração de assimetrias de mercado sobre essas outras parcelas que alguns consumidores estão conseguindo economizar, explica o presidente da Associação dos Grandes Consumidores de Energia (Abrace), Paulo Pedrosa.

"Temos hoje diferentes mercados, com lógicas distintas, e há uma contaminação de custos entre cada um deles. Não se ganha dinheiro quando se apresenta um produto melhor e mais barato. Alguns exportam custos para que outros paguem. Isso gerou um ambiente extremamente complexo e que induz comportamentos oportunistas", diz. "Claro que o problema não está nos que tentam não pagar os custos absurdos do setor, mas no acúmulo desses custos. E é isso que precisa ser enfrentado."

Consumidores do mercado livre que contratam voluntariamente renováveis não são cobrados pelos custos da geração termelétrica - imprescindíveis para que o sistema se "mantenha de pé", do ponto de vista da operação. As termelétricas, necessárias para compensar a intermitência de produção das renováveis, são contratadas forçadamente para o mercado regulado e completamente pagas pelos consumidores cativos.

Consumidores especiais (consumidores livres que compram energia renovável) têm desconto de 50% nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, e autoprodutores, que geram sua própria energia a partir de fontes renováveis, acumulam esse mesmo desconto com a isenção do pagamento de encargos setoriais, que custeiam subsídios e incentivos, e dos encargos técnicos - como o Encargo de Serviços do Sistema (ESS).

Finalmente, donos de painéis fotovoltaicos ou fazendas solares não pagam nem as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, nem os encargos setoriais, e não remuneram a distribuidora local pela operação e manutenção do sistema de distribuição.

É uma "mistureba" total entre custos e sua alocação, nas palavras do presidente da consultoria PSR, Luiz Barroso. Em alguns casos, avalia, existe o risco de se criar uma "espiral da morte".

A metáfora citada por Barroso é uma tentativa de explicar um movimento que se acentuou nos últimos anos no setor elétrico: um consumidor regulado migra para outro ambiente - mercado livre, mercado livre incentivado, autoprodução ou geração distribuída - e deixa sua parcela da conta para ser paga pelos consumidores que permaneceram no ambiente regulado. Quanto maior a conta, maior a pressão migratória, e quanto maior a migração, maior a conta a ser paga pelos consumidores regulados remanescentes.

Para o secretário de Desenvolvimento de Infraestrutura do Ministério da Economia, Diogo Mac Cord de Faria, somente a aprovação do novo marco do setor elétrico no Congresso (PLS 232/2016) pode endereçar soluções para esses problemas.

"Se a oferta de energia cresceu nos últimos anos mais do que a demanda, por que o preço ao consumidor residencial explodiu? Por um conjunto de falhas regulatórias que concentraram no mercado regulado todos os custos", afirma. "O novo marco do setor elétrico tem como principal missão acabar com as arbitragens regulatórias que existem, tanto por fonte quanto por tipo de consumidor. Só assim teremos um mercado efetivamente livre e justo."

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Investimentos em novas usinas solares vão chegar a R$ 9,5 bilhões até 2025

A energia solar representa pouco mais de 1% da matriz energética do país. Mas essa fatia saltará a 8% em dez anos, segundo o plano do governo. Os investimentos para sustentar a meta já estão em curso, segundo especialistas. Somente em grandes usinas solares, estão previstos R$ 9,5 bilhões em projetos até 2025.

Na geração distribuída, em que a energia solar é produzida em painéis em telhados e fachadas de casas ou empresas - além das fazendas solares (que geram e vendem energia solar em terrenos) - a estimativa é que outros R$ 16 bilhões sejam movimentados, segundo a Associação Brasileira de Energia Solar (Absolar), em investimento, emprego e imposto.

- Essa fonte (de energia) começa a crescer de forma acelerada, num movimento semelhante ao que o setor eólico passou desde 2008 - diz Thiago Abreu, diretor da G2A Consultores, especializado em energias renováveis.

O volume de energia solar que o governo espera incluir na matriz energética - 7 gigawatts (GW) - é suficiente para abastecer mais de 3,6 milhões de residências.

Enquanto a geração distribuída aguarda novas regras da Aneel, a agência reguladora, e do Congresso, grandes usinas avançam. Segundo a consultoria Greener, especializada em energia solar, os R$ 9,5 bilhões que devem ser investidos em novas usinas só consideram empreendimentos já contratados em leilões. Ao menos outros R$ 10,6 bilhões foram aplicados até 2019.

- O total de investimentos não inclui os próximos leilões que a Aneel deve realizar. Portanto, o total até 2025 será maior — diz Márcio Takata, presidente da Greener.

Nova aposta
Grandes empresas de energia elétrica voltam a investir em projetos de energia solar
R$ 10,6 bilhões
R$ 9,5 bilhões
foram investidos em projetos
serão investidos até 2025
de usinas solares até 2019
(sem contar novos leilões)
Crescimento acelerado
País já tem 90 usinas solares instaladas
90
76
40
9
9
5
2014
2017
2019
2015
2016
2018
Energia contratada
Nos leilões de energia já realizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) até o ano passado foram contratados 4,4 GW:
2,2 GW
1,0 GW
1,1 GW
Projetos já estão em operação
Unidades em fase de construção
Usinas que ainda serão iniciadas
Fonte: Greener
Os leilões são a principal forma de contratação de energia no Brasil no mercado regulado - no qual os consumidores são atendidos pelas distribuidoras que têm concessão para vender energia na região.

Mas Takata observa que o gatilho para o crescimento virá do mercado livre, no qual as empresas podem comprar energia de qualquer fornecedor. O estudo da Greener mostra que 5 GW em projetos de usinas solares devem ser destinados ao mercado livre.

As grandes usinas solares deram um salto no Brasil entre 2014 e 2019. São 90 em operação, especialmente na Região Nordeste, onde estados como Bahia, Ceará e Piauí se destacam. Mas há crescimento no Sudeste. Minas Gerais é o estado onde essa fonte mais avança, seguido por São Paulo.

Na semana passada, a fabricante de equipamentos e investidora em energia solar Canadian Solar anunciou que obteve empréstimo de R$ 225,2 milhões do Banco do Nordeste do Brasil para financiar nova usina em Lavras, no Ceará, com 152,4 megawatts (MW) de capacidade.

A construção começa no segundo trimestre e ela entra em operação em 2021. A Canadian vai construir usinas em Pernambuco e Minas e já obteve empréstimos da ordem de R$ 1 bilhão.

A Enel Green Power do Brasil, braço do Grupo Enel, investiu R$ 1,4 bilhão na construção de um parque solar em São Gonçalo do Gurguéia, no Piauí. A usina foi inaugurada no fim de 2019 e produzirá 475 MW.

A planta será ampliada e, quando estiver em plena operação, vai gerar energia suficiente para abastecer mais de 820 mil residências. Os painéis captam a luz solar nos dois lados, o que eleva a geração de energia em até 18%.

- O Brasil avançou muito. Os leilões são competitivos, os contratos, de longo prazo, a incidência solar está entre as mais competitivas do mundo e a evolução tecnológica e a queda de preço dos painéis ajudaram muito - diz Roberta Bonomi, responsável pela Enel Green Power do Brasil.

Entre 2014 e 2019, houve queda de 43% no preço dos painéis solares comercializados, segundo dados da Aneel.

Na usina da Enel no Piauí foram gerados 2.200 empregos diretos. Ao menos 331 moradores, especialmente mulheres, foram capacitados pela empresa junto com escolas no curso de mecânica. Para a Absolar, o avanço da energia solar será capaz de gerar 120 mil postos de trabalho este ano.

- O setor gera emprego qualificado, com salário mais alto - diz Rodrigo Sauaia, presidente executivo da Absolar.

Mesmo com todo otimismo, dois fatores preocupam. O primeiro é o impacto da crise do coronavírus na atividade econômica da China. O país produz 70% dos painéis solares. Com a paralisação das atividades no gigante asiático, fábricas podem atrasar entregas.

Sauaia, da Absolar, observa que por enquanto não foram reportados problemas. Além disso, muitas empresas têm estoques. Há fornecedores alternativos em outros países asiáticos, além de México e EUA. No Brasil há 40 fabricantes de componentes, observa Sauaia.

O outro ponto de interrogação é a indefinição se essa fonte de energia será taxada ou não. O marco regulatório será discutido pelo Congresso.

Se a taxação for implantada, o consumidor de energia solar terá de pagar pelo transporte da energia nas redes de distribuição, o que deve encarecer em quase 70% a conta.

A Órigo, com fazendas solares em Minas Gerais, pretende investir R$ 200 milhões este ano. Mas a quantia depende de uma definição das regras para a geração compartilhada. O presidente Jair Bolsonaro já disse que é contra a taxação.

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BID empresta US$ 110 milhões para financiar GD solar

O BID Invest, braço do Banco Interamericano de Desenvolvimento, emprestou US$ 110 milhões à cooperativa brasileira de crédito Sicredi, que deverá utilizar os recursos para financiar projetos de geração solar distribuída no Brasil. O mercado de GD está em expansão no país e hoje soma 2,3 GW de capacidade instalada, com a fonte solar fotovoltaica respondendo por 2,1 GW, de acordo com dados atualizados da Agência Nacional de Energia Elétrica. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estima que cerca de R$ 50 bilhões deverão ser investidos em GD até 2029 no Brasil.

​O financiamento do BID Invest consiste em US$100 milhões em fundos próprios e US$10 milhões em financiamento misto do Fundo Canadense do Clima para o Setor Privado das Américas (C2F). O objetivo é financiar os associados do Sicredi que instalam sistemas de energia solar fotovoltaica e, ao mesmo tempo, abordam as principais brechas que limitam a expansão do financiamento de energia solar fotovoltaica para micro e pequenas empresas

A participação da Invest BID inclui também serviços de consultoria, o que ajudará a identificar os ativos de identidade verdes no portfólio do Sicredi, treinar funcionários e associados na sustentabilidade e criar um quadro de obrigações verdes criando vínculo para futuras emissões.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53126833/bid-empresta-us-110-milhoes-para-financiar-gd-solar

Bradesco prepara ingresso em comercialização de energia

O Bradesco avalia oportunidades para entrar no lucrativo mercado de comercialização de energia elétrica. A empresa, segundo maior banco privado do País, é o único entre os pesos pesados do sistema financeiro que não atua neste mercado. Recentemente, a área de atacado do Itaú Unibanco, o Itaú BBA, criou o seu próprio braço de comercialização, seguindo os passos já trilhados pelo Santander Brasil e BTG Pactual. Mais antigo no segmento – adquiriu a Coomex em 2010, o banco de André Esteves figura hoje entre as principais comercializadoras do Brasil.

Chamariz. O segmento de comercialização de energia vem despertando o interesse do mercado financeiro diante do crescimento da área nos últimos anos e da perspectiva de ampliação e modernização das regras do mercado livre. A expectativa é que a maior sofisticação do setor demande o desenvolvimento de produtos financeiros, como derivativos, para trazer segurança às operações de compra e venda de energia.

Aquisição. No setor elétrico, os comentários nos bastidores são de que o Bradesco tentou comprar o Grupo Comerc, uma das maiores comercializadoras independentes. Procurado, o banco afirmou desconhecer o assunto. Já a Comerc informou que “não foi procurada pelo banco para desenvolver ou então formar uma sociedade”.

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AIE: emissões em energia ficaram inalteradas em 2019

Relatório da Agência Internacional de Energia mostra que apesar das expectativas generalizadas de outro aumento, as emissões globais de dióxido de carbono relacionadas à energia deixaram de crescer em 2019. De acordo com o relatório, após dois anos de crescimento, as emissões globais permaneceram inalteradas em 33 gigatoneladas em 2019, mesmo com a expansão da economia mundial em 2,9%. Isso ocorreu principalmente devido ao declínio das emissões da geração de eletricidade nas economias avançadas, graças ao papel cada vez maior das fontes renováveis, mudança de combustível do carvão para o gás natural e maior geração de energia nuclear. Outros fatores incluíram clima mais ameno em vários países e crescimento econômico mais lento em alguns mercados emergentes.

Para Fatih Birol, diretor executivo da AIE, é preciso trabalhar duro que garantir que 2019 seja lembrado como um pico definitivo das emissões globais, não apenas mais uma pausa no crescimento. Segundo ele, as tecnologias de energia para fazer isso existem e é preciso usar todas elas. Fatih completa dizendo que a AIE está construindo uma grande coalizão focada na redução de emissões – abrangendo governos, empresas, investidores e todos com um compromisso genuíno em enfrentar nosso desafio climático.

O relatório conta que uma redução significativa nas emissões nas economias avançadas em 2019 compensou o crescimento contínuo em outros lugares. Os EUA registraram o maior declínio de emissões no país, com uma queda de 140 milhões de toneladas, ou 2,9%. As emissões lá caíram quase 1 gigatonelada em relação ao seu pico em 2000. As emissões na União Europeia caíram 160 milhões de toneladas, ou 5%, em 2019, impulsionadas pelas reduções no setor de energia. O gás natural produziu mais energia que o carvão pela primeira vez na história, enquanto a energia eólica quase alcançou a eletricidade a carvão. As emissões do Japão caíram 4%, o ritmo mais rápido de queda desde 2009, com o aumento da produção de reatores nucleares recentemente reiniciados. As emissões no resto do mundo cresceram perto de 400 milhões de toneladas em 2019, com quase 80% do aumento vindo de países da Ásia onde a geração de energia a carvão continuou a aumentar.

Nas economias avançadas, as emissões do setor de energia caíram para os níveis vistos pela última vez no final dos anos 80, quando a demanda por eletricidade estava um terço menor do que hoje. A geração de energia a carvão nas economias avançadas caiu quase 15% como resultado do crescimento de fontes renováveis, troca de carvão por gás, aumento da energia nuclear e menor demanda por eletricidade. A AIE publicará em junho um Relatório Especial que irá mapear como reduzir as emissões globais de carbono relacionadas à energia em um terço até 2030 e colocar o mundo no caminho para metas climáticas de longo prazo.

A Agência também realizará uma Cúpula de Transições de Energia Limpa da AIE em Paris, em 9 de julho, reunindo os principais ministros do governo, CEOs, investidores e outras principais partes interessadas de todo o mundo, com o objetivo de acelerar o ritmo da mudança por meio de soluções ambiciosas e do mundo real.

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Aneel confirma resultado do A-6 para 16 usinas

A diretoria da Agência Nacional de Energia homologou o resultado do Leilão A-6 de 2019 para 11 empresas responsáveis por 16 empreendimentos com contratos negociados no certame. Com a decisão, faltam outros 14 vendedores do certame que ainda estão em processo de habilitação, entre eles a termelétrica Novo Tempo Barcarena, responsável por praticamente metade da energia vendida no A-6 .

Em janeiro, a Aneel já havia habilitado 58 dos 91 empreendimentos contratados no certame. O leilão destinado à contratação de energia elétrica de projetos de geração de fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, a gás natural e a carvão mineral nacional contratou energia a um preço médio de venda de R$ 176,09 / MWh e deságio médio de 33,7% em relação aos preços-teto de cada fonte. Os contratos tem início de suprimento em 1º de janeiro de 2025.

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Chuvas se aproximam da média histórica no Sudeste, indica ONS

A primeira revisão semanal do Programa Mensal de Operação para fevereiro aponta uma forte recuperação das vazões no maior submercado do país, o Sudeste/Centro-Oeste. A previsão de energia natural afluente para o período, que é o mais úmido do ano, apresenta elevação e agora deverá fechar em 96% da média de longo termo. O indicador mensal ganhou reforço das perspectivas de vazão semanal que é de 99% da média, ou 70.366 MW médios. Outro destaque está no Nordeste, com 97% da MLT para o submercado, aumento de 12 pontos porcentuais ante a previsão de sete dias atrás. No Norte, a expectativa permaneceu próximo, com 73% da média e no Sul a queda mais importante com queda de 55% para 32% da média histórica.
Agora a previsão é de que ao final de fevereiro no SE/CO fique em 37,5% elevação de 3,5 pontos ante o que se esperava na revisão anterior. O NE deverá ficar em 63,3%, o mais elevado do país, no Norte 35,6% e no Sul o volume mais baixo com 22,5%.
Houve uma variação negativa de 0,4 ponto porcentual na expectativa de consumo de energia para o final do mês. Agora a estimativa é de que haja um crescimento de 1,6%, resultado da expansão de 1,4% no SE/CO, de 3% no Sul, 0,7% no NE e de 1,4% no Norte. Segundo o ONS, as temperaturas no Sudeste são o destaque que ajudam a deixar a carga abaixo do projetado, essa situação ajudará a compensar o crescimento da carga que deverá ser verificada na semana operativa que se inicia neste sábado, 8 de fevereiro.
Como consequência, o CMO médio para a semana operativa recuou. No SE/CO e NE está equacionado em R$ 145,56/MWh, no Norte em R$ 145,30/MWh, a diferença está na carga pesada, nos dois primeiros está em R$ 148,75/MWh e no Norte em R$ 147,66/MWh enquanto na média está em R$ 146,46 e na leve R$ 143,50/MWh. No Sul o valor médio é de R$ 155,54/MWh resultado da carga leve ao mesmo valor dos demais, mas com a pesada em R$ 168,37/MWh e a média a R$ 165,86/MWh.
O montante de despacho térmico estabelecido para a semana está em cerca de 500 MW médios abaixo dos últimos sete dias. O volume é de 8.389 MW médios, resultado de 3.574 MW médios por ordem de mérito, 4.243 MW médios por inflexibilidade e há outros 573 MW médios por restrição elétrica.

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Eletrobras conclui emissão de US$1,25 bi em títulos de dívida no mercado internacional

A Eletrobras informou em comunicado ao mercado que concluiu ontem (5), com sucesso, emissão em títulos da dívida no mercado internacional. Foram US$ 500 milhões em papéis Notes 2025 e outros US$ 750 milhões em Notes 2030. De acordo com a empresa, os recursos provenientes da emissão das Notes foram principalmente utilizados para oferta de aquisição de ‘Notes 2021’, emitidas pela estatal no mercado externo. A Oferta de Aquisição teve aceitação pelos investidores representando aproximadamente 64,25% das Notes 2021 em circulação, perfazendo o total de aquisição de US$ 1.124.298.000.

Ainda de acordo com a Eletrobras, a emissão das Notes e a Oferta de Aquisição das Notes 2021 foram realizadas exclusivamente para investidores no mercado exterior e não foram registradas junto à Comissão de Valores Mobiliários ou realizadas no Brasil. Segundo a agência de classificação de risco Moody’s, a parcela dos vencimentos da dívida da Eletrobras devida nos próximos 24 meses cairá de 44% para 33% de seu saldo devedor, vencendo nos próximos 24 meses, aumentando a flexibilidade financeira da empresa.

Ainda segundo ela, a oferta de compra segue uma oferta patrimonial de US$ 1,8 bilhão que a Eletrobras concluiu em dezembro passado com a emissão de novas ações. O Governo do Brasil subscreveu R$ 4,1 bilhões através da capitalização de créditos sobre adiantamentos que forneceu à empresa em 2016, resultando em cerca de R$ 3,6 bilhões em recursos líquidos em caixa para aumentar a posição de liquidez da empresa.

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Relatório da Wood Mackenzie aponta desafios para expansão da fonte eólica onshore

Relatório da Wood Mackenzie aponta que a fonte solar tem aparecido como grande ameaça ao domínio da fonte eólica onshore nos esforços em prol da descarbonização. De acordo com a consultoria, as ferramentas disponíveis no setor eólico para combater esse desafio estão diminuindo. Segundo o relatório, a maratona evolutiva que ocorreu na última década vai continuar em 2020 e nos próximos anos, embora existam restrições à inovação tecnológica no horizonte das turbinas onshore.

O relatório diz que embora outras reduções de custo ainda sejam possíveis, a parte mais fácil já foi obtida. Reduções adicionais serão marginais e dependem da cadeia de valor estendida à medida que as turbinas atinjam a maturidade. Para Dan Shreve, Chefe da Pesquisa Eólica Global da Wood Mackenzie, há três temáticas principais nessa área: uma rodada final de consolidação; o investimento em transmissão como chave para mudar a trajetória de crescimento do mercado e a repotenciação de problemas de reciclagem de equipamentos. Para Shreve, de certa forma, o mercado de energia eólica está começando a se assemelhar ao mercado de turbinas de ciclo combinado a gás natural.

Segundo ele, a última onda de consolidação já acontece com os fabricantes de equipamentos originais de turbinas eólicas. Ele lembra que a Senvion desistiu, a Suzlon está sendo criticada por investidores na Índia e a Enercon está cambaleando após o colapso do mercado onshore alemão. Shreve cita ainda que a Siemens adquiriu a Gamesa em 2017, enquanto a Vestas ingressou na Mitsubishi Heavy em 2013. O grupo Nordex provavelmente voltará a funcionar assim que o mercado dos EUA voltar em 2023, o que adicionará uma pressão adicional aos fabricantes de turbinas ocidentais que estão fora de um mercado chinês em expansão.

Caso os grandes players regionais sejam comprados por corporações globais, é possível que 98% do mercado eólico ocidental caia sob o controle de três empresas. Para ele, esse movimento também pode ocorrer no mercado chinês. Shreve acrescenta que a derrocada dos pioneiros da indústria é ‘agridoce’, embora provavelmente seja uma necessidade para gerar a próxima rodada de reduções de custos para a energia eólica global.

As inovações tecnológicas geralmente se enquadram no setor eólico offshore, em oposição ao setor onshore. Alterações no projeto das torres das turbinas, nos materiais das lâminas e nos controles causarão quedas adicionais no custo da energia, porém não poderão ser consideradas mudanças no jogo. Nos EUA, a falta de investimentos na transmissão é um entrave para a expansão eólica onshore, já que os recursos eólicos de primeira linha tendem a ser mais localizados que os recursos solares e situados em locais mais remotos. Segundo a WoodMackenzie, a implementação de projetos de super redes nacionais e regionais pode acelerar drasticamente a implantação de ativos de transmissão que são críticos para atingir as metas de descarbonização.

O recente sucesso do programa de repotenciação dos EUA 80/20 facilitou o repotenciamento de mais de 10 GW de turbinas. Como resultado, existem milhares de lâminas de fibra de vidro de mais de 35 m atualmente enviadas para aterros, o que gera preocupação, pelo fato de os materiais não serem biodegradáveis e ocuparem uma quantidade enorme de espaço. Para Shreve, o aumento do uso de fibra de carbono nas porções estruturais dessas lâminas poderá trazer mais rugas aos esforços de reciclagem no futuro.

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Fonte eólica cresce 12% em instalação nas Américas em 2019

A fonte eólica instalou em 2019 13.427 MW em capacidade nas Américas, valor 12% acima do registrado em 2018, de acordo com dados do Global Wind Report 2019. O relatório é a principal publicação do Global Wind Energy Council e a mais importante do setor. Ainda de acordo com esse relatório, a capacidade total instalada de energia eólica nas Américas do Norte, Central e do Sul está agora acima de 148 GW, triplicando a capacidade de energia eólica na região nos últimos 10 anos.

Os principais países da região em instalação no ano passado foram os Estados Unidos, com 9.143 MW, o México, com 1.284 MW, a Argentina, com 931 MW e o Brasil, 745 MW. A expectativa do GWEC, é que a fonte entre 2020 e 2024 tenha mais 220 GW de nova capacidade.

O relatório cita ainda que o mercado de eólicas offshore nos Estados Unidos está crescendo, com as primeiras instalações em grande escala previstas para os anos de 2022 e 2023 e mais de 10 GW sendo construídos. O Brasil tem potencial para implantar máximo 700 GW de energia eólica offshore, de acordo com um roteiro para energia eólica offshore divulgado pelo Escritório de Pesquisa Energética do país em janeiro de 2020.

Segundo o relatório do GWEC, a instabilidade regulatória e política nos principais mercados eólicos da América Latina vão ser os grandes desafios na aceleração da fonte eólica na região.

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CCEE: PLD deve chegar a R$ 40/MWh em maio

A projeção do PLD feita pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica aponta que o preço da energia no mercado à vista poderá chegar a R$ 40/MWh em todo o país no mês de maio. Até lá os valores seguirão equacionados em quase todo o país, è exceção do norte que já alcançará esse patamar no mês que vem. Os dados foram publicados nesta segunda-feira, 3 de fevereiro, no evento mensal InfoPLD. Segundo as projeções da entidade a partir de junho o valor volta a subir, passando a R$ 161/MWh, alcançando pico de R$ 197/MWh em outubro.
Em relação à energia natural afluente, a previsão é de que os volumes fiquem abaixo da MLT em todo o horizonte de 14 meses para os quais a entidade realiza o cálculo. Este mês deverá ficar em 72% da média, aumenta para 80% em março, e chega a 90% nos meses de abril e maio, aliás esse é o índice mais elevado previsto até março do ano que vem. Assim, o armazenamento segue a curva ascendente e apesar das vazões abaixo da MLT os picos de armazenamento devem ser os mais elevados dos últimos quatro anos sendo 58% nos meses de maio e junho e em 59% em março de 2021. O menor índice é projetado para novembro, com 31%.
Em 2020, a CCEE projeta que o país deverá registrar a geração de energia secundária a partir desse mês até maio. Com isso, a média deste ano deverá ser a melhor dos últimos anos com 83,6% ante 81% de 2019, 81,4% em 2018 e de 79,4% em 2017. Em janeiro a estimativa do fator de ajuste do MRE é de 85,1% e a partir deste mês é projetado índice de 105,3% que avança até 127,8% em março, o mais elevado esperado no ano.
Já para fins de repactuação de risco hidrológico o índice para este ano é projetado em 83,6% e a de 2019 ficou em 81%.
A CCEE calcula que o impacto do GSF no ano deverá ficar em cerca de R$ 15 bilhões, sendo R$ 10 bilhões no ACR e os R$ 5 bilhões restantes no ACL. Esse valor leva em consideração o valor médio esperado par ao PLD no SE/CO de R$ 179/MWh e o fator de GSF de 84%.

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Brasil melhorou em 14% a eficiência energética entre 2005 e 2018

A Empresa de Pesquisa Energética publicou o Atlas de Eficiência Energética Brasil 2019. De acordo com a organização, o documento tem por objetivos principais o desenvolvimento e o preenchimento de um banco de indicadores de eficiência energética, para fins de monitoramento do desempenho de eficiência energética no país. O relatório, indica a EPE, consolida o terceiro ciclo de trabalho da empresa na elaboração do banco de dados de indicadores nesse campo.  Segundo análise, o Brasil apresentou melhoria na eficiência no período de 2005 a 2018 em 14% com destaque para o segmento residencial.
Na publicação, disponível para download, a EPE lembra de diversos programas de eficiência que foram implantados no país. Dentre eles estão as ações do Procel, que resultaram em uma economia de 23 TWh, equivalente a 4,87% do consumo total de energia no Brasil. Bem como o Conpet, no segmento de petróleo e gás, entre outros relacionados ao Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE).
A empresa destaca que há barreiras que ainda dificultam a difusão da eficiência energética. Dentre estes relata a baixa priorização dos projetos de eficiência pelas empresas e consumidores, falta de conhecimento sobre o potencial e medidas de eficiência, carência de informações e dados, falta de confiança sobre os reais custos e benefícios das ações de eficiência, modelos de negócio para realização de investimentos em eficiência e resistência às mudanças. Por isso, defende a aplicação de ações estruturadas para a disseminação do tema.
Entre os dados apresentados está o fato de que o ODEX –  índice de conservação de energia que considera a variação de indicadores de consumo e pondera em relação ao peso no consumo – apurado em 2018 mostra que país ficou 14% mais eficiente energeticamente entre 2005 e 2018. A partir da base 100 estabelecida no ano 2005 para efeitos de comparação, o segmento residencial apresentou a maior evolução, chegando em 2018 ao índice 79 – quanto menor mais eficiente. Os transportes vêm logo atrás com índice 82, ambos melhores que a média do país. A indústria ficou com o índice 93 nesse horizonte de tempo.
Em sua análise, os resultados obtidos indicam que “o país não poderá prescindir de ações que visam o melhor uso da energia como parte da estratégia de atendimento à demanda de energia e combate às mudanças do clima. Além desse papel, a eficiência energética contribui para a segurança energética, modicidade tarifária, postergação de investimentos em geração elétrica, maior competitividade e produtividade, geração de empregos, mais bem-estar para a população, menores gastos com saúde pública e redução de impactos ambientais”, aponta no documento.
Essa edição apresentou um capítulo específico desenvolvido em parceria com a Agência Internacional de Energia com dados globais. Em 2018, a eficiência energética gerou US$ 1,6 trilhão a mais em valor para a mesma quantidade de energia em comparação a 2017. No entanto, esse benefício teria sido cerca de US$ 2,6 trilhões a mais se a intensidade de energia tivesse melhorado a uma taxa anual de 3% desde 2015.

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