A proximidade da liquidação do mercado de curto prazo das operações de março acendeu o alerta para a situação do segmento de distribuição ante a crise causada pelo novo coronavírus. Sem uma definição ainda quanto a ajuda financeira, este será o primeiro evento de impacto de liquidez nas empresas como efeito da inadimplência e da redução de mercado que está na casa de 20%. A não existência de uma ajuda pode pressionar não somente este segmento, mas a cadeia toda por conta do papel de arrecadador das concessionárias.
Por esse motivo CEOs de empresas veem a necessidade que o governo possa acelerar as ações para que o prazo não seja extrapolado. Seria uma ação inicial sem uma preocupação com o valor exato do tamanho que a chamada conta-covid terá, mas uma primeira tranche para poder trazer o alívio ao setor. E, ao modelo realizado na primeira versão do mecanismo, a conta-ACR, permitiria fazer novos aportes com o tempo.
O CEO da Copel, Daniel Slaviero , lembrou durante uma live realizada pela XP Investimentos, que na conta ACR houve três tranches para se chegar aos cerca de R$ 20 bilhões. E que isso poderia ser feito agora para garantir a manutenção das obrigações com a cadeia do setor. Ele comentou que com 40 dias de crise não é possível definir o tamanho da conta covid que será necessária. E que por isso seria adequada a divisão em partes assim como feito no passado, ressaltando que o custo da operação hoje é bem mais baixo do que naquela ocasião.
Miguel Setas, CEO da EDP, concordou e avaliou que para solucionar o problema não há uma medida única e sim a construção com várias peças no arcabouço regulatório. Mas que no curto prazo é importante que haja ações mais práticas no sentido de trazer liquidez. “Não importa o valor agora, mas sim que existe um montante para os próximos meses”, destacou ele. “O calendário começa a apertar”, alertou.
O executivo da EDP lembrou ainda que a estimativa vista como consenso do mercado é de que nos três meses mais críticos da crise o impacto seria da ordem de R$ 4 bilhões. O montante ficaria menor com o passar do tempo ao passo que os impactos são mais reduzidos com a retomada da demanda ao longo do ano.
Luiz Barroso, CEO da PSR, que moderou o debate, destacou que em paralelo à MP 950 que permitiu a chamada conta-covid e o auxílio à baixa renda, está a sinalização por meio da NT no. 01/2020-GMSE da Aneel com eventuais medidas, de curto e médio prazo, para o enfrentamento da crise, que também podem ajudar nesse balanço. E citou ainda um possível avanço do PL 3975, que traz a solução do GSF e está pronto para ser votado no plenário do Senado Federal com esse mesmo grau de importância. Pouco antes Slaviero da Copel disse que o senador Marcos Rogério (DEM-RO) entregou ofício ao presidente da casa, Davi Alcolumbre (DEM-AP) no qual justifica a necessidade de votar o tema por trazer liquidez ao setor elétrico em meio à pandemia.
“São essas discussões que irão dizer se a conta-covid será uma conta fit ou uma conta fat“, comentou ele em referência ao tamanho, ainda indefinido dessa ajuda que as distribuidoras receberão.
Gustavo Estrella, da CPFL Energia, acrescentou que independente do tamanho, se é de R$ 17 bilhões, um montante mais elevado ou de menor volume, o importante é que as distribuidoras estão na expectativa de viver esse efeito caixa. “Acho que a conta-covid antecipa a liquidez e preserva a cadeia”, aponta.
O CEO da Engie Brasil Energia, Eduardo Sattamini, ressaltou ainda ver a necessidade da instituição de um instrumento de emergência sim para ajudar o setor, no que classificou como uma primeira onda. E depois da Aneel é que deverá vir a solução de fonte de recursos para uma segunda onda, inclusive com a participação do setor em ações voluntárias e não compulsórias para retirar o ônus excessivo do consumidor. E lembra que a questão dos subsídios deve ser atacada em um âmbito mais estrutural, bem como outros temas que fazem parte do PLS 232, com toda a modernização do setor elétrico.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53133543/distribuicao-ve-o-calendario-pressionar-por-mais-liquidez
quinta-feira, 30 de abril de 2020
quarta-feira, 29 de abril de 2020
BNEF: Eólica, solar e baterias ficaram mais competitivas desde o 2º semestre de 2019
Análise da Bloomberg New Energy Finance mostra que a energia eólica onshore, a solar e as baterias são as fontes de geração mais baratas para novas construções para pelo menos dois terços da população do mundo. O estudo diz que esses dois terços vivem em regiões que representam 71% do produto interno bruto e 85% da geração de energia. O estudo diz ainda que o armazenamento é a tecnologia para novas construções mais barata para o pico em regiões importadoras de gás, como Europa, China ou Japão.
De acordo com a análise, o custo nivelado de energia para energia eólica onshore caiu 9% e para a fotovoltaica em escala recuou 4% desde a segunda metade de 2019, ficando em US$ 44 e US$ 50 / MWh, respectivamente. Ao mesmo tempo, o custo da bateria caiu para US$ 150 / MWh, metade do que era há dois anos. A eólica registrou sua queda mais significativa no custo desde 2015. a razão para isso é o aumento no tamanho da turbina, agora com média de 4,1 MW e preço de cerca de US$ 0,7 milhão/ MW para projetos recentemente financiados.
A BNEF cita o Brasil, onde os recursos eólicos são amplos, mas a crise econômica de 2016 em diante fez o custo de capital para projetos eólicos aumentar em até 13%. A análise sugere que as taxas de empréstimos mais recentemente voltaram aos níveis vistos antes dessa crise. Isso significa que os melhores projetos eólicos terrestres da classe podem alcançar o custo nivelado de energia de US$ 24/ MWh, o menor do mundo. Enquanto isso, os principais projetos nos EUA, Índia e Espanha seguem US$ 26, US$ 29 e US$ 29/ MWh, respectivamente, excluindo subsídios como créditos fiscais.
No maior mercado solar, a China, o benchmark solar da BNEF é de US$ 38 / MWh, recuo de 9% em relação ao segundo semestre de 2019, após uma rápida adoção de módulos monocristalinos com melhor desempenho. As novas construções solares no país estão agora quase no mesmo nível do custo operacional de usinas a carvão, com média de US$ 35 / MWh. Esse dado é representativo à medida que a China avança na agenda de desregulamentação, abrindo a concorrência no setor de energia. A expectativa do BNEF é que alguns dos projetos fotovoltaicos mais baratos financiados nos últimos seis meses conseguirão um custo nivelado de energia de US$ 23 a US$ 29/ MWh, dando retornos competitivos para os investidores em ações. Os projetos podem ser encontrados na Austrália, China, Chile e EUA, onde vão desafiar a frota existente de usinas de combustível fóssil.
De acordo com Tifenn Brandily, principal autor do relatório no BNEF, houve melhorias drásticas na competitividade de custos de energia solar e eólica. Segundo ele, parte disso se deve à tecnologia fotovoltaica e eólica que melhora a extração de recursos renováveis. A análise da BNEF também sugere que, desde 2016, os leilões estão forçando os desenvolvedores a obter economia de custos, aumentando o tamanho e os portfólios do projeto. Para Brandily, uma escala maior permite que eles reduzam as despesas de balanço da fábrica, operações e manutenção – e tenham uma posição de negociação mais forte ao comprar equipamentos. A previsão é que em 2030 o custo nivelado de energia dos melhores projetos solares e eólicos estará abaixo de US$ 20/ MWh.
O armazenamento da bateria é outro exemplo de como a escala pode desbloquear reduções de custo. O BNEF estima que hoje a capacidade média de projetos de armazenamento esteja em torno de 30 MW/h, um aumento de quatro vezes em comparação com apenas 7/ MWh por projeto há quatro anos. Desde 2018, o aumento do tamanho dos projetos, combinado com uma base de fabricação em rápida expansão e químicas mais densas em energia, reduziu pela metade o custo nivelado do armazenamento de energia. O benchmark global de custo nivelado do BNEF está agora em US$ 150 / MWh para sistemas de armazenamento de bateria com duração de quatro horas. A China abriga os custos nivelados de armazenamento mais baratos do mundo, a US$ 115/ MWh. Essa vantagem competitiva depende principalmente da proximidade dos desenvolvedores à cadeia de suprimentos de equipamentos e do uso mais difundido de produtos químicos mais baratos de fosfato de ferro e lítio.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53133254/bnef-eolica-solar-e-baterias-ficaram-mais-competitivas-desde-o-2o-semestre-de-2019
De acordo com a análise, o custo nivelado de energia para energia eólica onshore caiu 9% e para a fotovoltaica em escala recuou 4% desde a segunda metade de 2019, ficando em US$ 44 e US$ 50 / MWh, respectivamente. Ao mesmo tempo, o custo da bateria caiu para US$ 150 / MWh, metade do que era há dois anos. A eólica registrou sua queda mais significativa no custo desde 2015. a razão para isso é o aumento no tamanho da turbina, agora com média de 4,1 MW e preço de cerca de US$ 0,7 milhão/ MW para projetos recentemente financiados.
A BNEF cita o Brasil, onde os recursos eólicos são amplos, mas a crise econômica de 2016 em diante fez o custo de capital para projetos eólicos aumentar em até 13%. A análise sugere que as taxas de empréstimos mais recentemente voltaram aos níveis vistos antes dessa crise. Isso significa que os melhores projetos eólicos terrestres da classe podem alcançar o custo nivelado de energia de US$ 24/ MWh, o menor do mundo. Enquanto isso, os principais projetos nos EUA, Índia e Espanha seguem US$ 26, US$ 29 e US$ 29/ MWh, respectivamente, excluindo subsídios como créditos fiscais.
No maior mercado solar, a China, o benchmark solar da BNEF é de US$ 38 / MWh, recuo de 9% em relação ao segundo semestre de 2019, após uma rápida adoção de módulos monocristalinos com melhor desempenho. As novas construções solares no país estão agora quase no mesmo nível do custo operacional de usinas a carvão, com média de US$ 35 / MWh. Esse dado é representativo à medida que a China avança na agenda de desregulamentação, abrindo a concorrência no setor de energia. A expectativa do BNEF é que alguns dos projetos fotovoltaicos mais baratos financiados nos últimos seis meses conseguirão um custo nivelado de energia de US$ 23 a US$ 29/ MWh, dando retornos competitivos para os investidores em ações. Os projetos podem ser encontrados na Austrália, China, Chile e EUA, onde vão desafiar a frota existente de usinas de combustível fóssil.
De acordo com Tifenn Brandily, principal autor do relatório no BNEF, houve melhorias drásticas na competitividade de custos de energia solar e eólica. Segundo ele, parte disso se deve à tecnologia fotovoltaica e eólica que melhora a extração de recursos renováveis. A análise da BNEF também sugere que, desde 2016, os leilões estão forçando os desenvolvedores a obter economia de custos, aumentando o tamanho e os portfólios do projeto. Para Brandily, uma escala maior permite que eles reduzam as despesas de balanço da fábrica, operações e manutenção – e tenham uma posição de negociação mais forte ao comprar equipamentos. A previsão é que em 2030 o custo nivelado de energia dos melhores projetos solares e eólicos estará abaixo de US$ 20/ MWh.
O armazenamento da bateria é outro exemplo de como a escala pode desbloquear reduções de custo. O BNEF estima que hoje a capacidade média de projetos de armazenamento esteja em torno de 30 MW/h, um aumento de quatro vezes em comparação com apenas 7/ MWh por projeto há quatro anos. Desde 2018, o aumento do tamanho dos projetos, combinado com uma base de fabricação em rápida expansão e químicas mais densas em energia, reduziu pela metade o custo nivelado do armazenamento de energia. O benchmark global de custo nivelado do BNEF está agora em US$ 150 / MWh para sistemas de armazenamento de bateria com duração de quatro horas. A China abriga os custos nivelados de armazenamento mais baratos do mundo, a US$ 115/ MWh. Essa vantagem competitiva depende principalmente da proximidade dos desenvolvedores à cadeia de suprimentos de equipamentos e do uso mais difundido de produtos químicos mais baratos de fosfato de ferro e lítio.
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terça-feira, 28 de abril de 2020
CCEE: projeção indica PLD médio de R$ 101,57/ MWh no Sudeste em 2020
A projeção média do Preço de Liquidação das Diferenças para o ano de 2020 ficou em R$ 101,57/ MWh para o submercado Sudeste/ Centro-Oeste. O valor, acima dos R$ 80,71/ MWh previsto anteriormente, foi dado na reunião do Info PLD, realizada nesta segunda-feira, 27 de abril, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. A projeção de preço para o submercado Sul deve ficar em R$ 108,99/ MWh. A região Nordeste deverá ter PLD de R$ 99,84/ MWh, enquanto no Norte o preço vai ficar em R$ 95,86/ MWh. O PLD na primeira semana de maio ficou no piso regulatório, em R$ 39,68/ MWh em todos os submercados.
Em julho, o preço deverá atingir o seu maior valor no período de maio a dezembro, ficando em R$ 104/ MWh em todos os submercados. Para 2021, a projeção indica que os preços devem cair quase pela metade. No Sudeste e no Sul, ele cai para R$ 56,68/ MWh. No Nordeste, ele fica em 52,12/MWh e no Norte, ele recua para R$ 52,10/MWh.
A Energia Natural Afluente em maio no Sudeste deve ficar em 88%, mesmo valor de abril. No Sul, a ausência de chuvas e as rápidas precipitações deixou a ENA em 16% em abril, mas prevê que ela tenha ligeira subida em maio, indo para 19%. No Nordeste, ela tem uma queda acentuada para maio, recuando de 105% em abril para 79% em maio, mostrando a piora na ENA. Na região Norte, ela fica acima da média de longo termo, com 122% em maio, superando a ENA de abril, de 111%.
Já a energia armazenada do Sudeste no último dia 26 de abril tinha ficado em 54,9%, subindo 3,6%. no Sul, ela caiu, chegando a 16,1% . No Nordeste, ela chega a 88,8%, um aumento de 9,4% e no Norte fica em 79,3%, aumentado em 7,7%. O ajuste do MRE em 2020 deve ficar em 80,8%. Para maio, ele fica em 100,4% maior que abril, de 102,9%. Para Repactuação chega a 77,2% nos dois meses. O impacto previsto em 2020 é de R$ 9 bilhões, sendo R$ 6 bilhões no ACR e R$ 3 bilhões no mercado livre. Os Encargos de Serviços no Sistema em abril são de R$ 19,4 milhões, com R$ 13,2 milhões de restrições operativas . Para maio, a expectativa aé de 17,4 milhões, apenas de restrições operativas.
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Em julho, o preço deverá atingir o seu maior valor no período de maio a dezembro, ficando em R$ 104/ MWh em todos os submercados. Para 2021, a projeção indica que os preços devem cair quase pela metade. No Sudeste e no Sul, ele cai para R$ 56,68/ MWh. No Nordeste, ele fica em 52,12/MWh e no Norte, ele recua para R$ 52,10/MWh.
A Energia Natural Afluente em maio no Sudeste deve ficar em 88%, mesmo valor de abril. No Sul, a ausência de chuvas e as rápidas precipitações deixou a ENA em 16% em abril, mas prevê que ela tenha ligeira subida em maio, indo para 19%. No Nordeste, ela tem uma queda acentuada para maio, recuando de 105% em abril para 79% em maio, mostrando a piora na ENA. Na região Norte, ela fica acima da média de longo termo, com 122% em maio, superando a ENA de abril, de 111%.
Já a energia armazenada do Sudeste no último dia 26 de abril tinha ficado em 54,9%, subindo 3,6%. no Sul, ela caiu, chegando a 16,1% . No Nordeste, ela chega a 88,8%, um aumento de 9,4% e no Norte fica em 79,3%, aumentado em 7,7%. O ajuste do MRE em 2020 deve ficar em 80,8%. Para maio, ele fica em 100,4% maior que abril, de 102,9%. Para Repactuação chega a 77,2% nos dois meses. O impacto previsto em 2020 é de R$ 9 bilhões, sendo R$ 6 bilhões no ACR e R$ 3 bilhões no mercado livre. Os Encargos de Serviços no Sistema em abril são de R$ 19,4 milhões, com R$ 13,2 milhões de restrições operativas . Para maio, a expectativa aé de 17,4 milhões, apenas de restrições operativas.
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segunda-feira, 27 de abril de 2020
ONS: consumo de energia deve recuar 8,3% em maio
O mês de maio deverá ser marcado por temperaturas e vazões próximas ao normal em grande parte do país. A exceção continua com o Sul do país. Mesmo com essas condições, a previsão do Operador Nacional do Sistema Elétrico é de queda de 8,3% na carga do Sistema Interligado Nacional após um mês de abril com retração de 12,4%. O motivo é a pandemia decorrente do coronavírus que vem derrubando a demanda de energia.
O destaque continua a ser o Sudeste/Centro-Oeste, com uma projeção inicial de queda de 9,3% ante o mesmo período de 2019. No Norte a expectativa é de retração de 8,1%, no Nordeste de 7,9% e no Sul está em 5,3%. Se confirmado o índice ao final de maio representará uma carga de 61.422 MW médios. Esse a é a primeira versão do Programa Mensal de Operação que considera a revisão quadrimestral que aponta retração de 0,9% na carga e que foi divulgada no final de março.
Um dos destaques apresentados pelo ONS está em relação à Bacia do São Francisco, a única que apresentou anomalias positivas quanto a precipitações. Com isso, há a expectativa de que o reservatório da UHE Sobradinho, que anos atrás chegou a quase zerar, ficar totalmente cheio. No Sul, por sua vez, a estimativa é de continuidade do cenário de seca. Inclusive, destaca que a UHE Machadinho deverá zerar o nível de armazenamento ao continuar as condições de estiagem vividas pela região.
A projeção de energia natural afluente para maio segue a curva vista em abril. No Norte está o maior volume com 122% da média de longo termo, seguido pelo SE/CO com 88%, depois do NE com 79% e o Sul com 19% da MLT. No NE a tendência é de retomada da geração eólica, aponta o operador.
O comportamento no nível de armazenamento esperado para o final de maio continua ser de aumento em quase todo o pais. No sul a curva continua a ser negativa, reflexo dessa escassez de chuvas. De um volume de 17% registrado nessa sexta-feira, 24 de abril, a estimativa é de queda de 1 ponto porcentual em 31 de maio. Segundo cálculos do operador revelados na reunião do PMO, transmitida via internet, o volume dos reservatórios estariam 1,6 p.p menores se não houvesse a importação de energia e a geração térmica por lá.
O cenário do Sul é o pior em todo o histórico do país. Em todos os outros a situação é a melhor nos últimos cinco anos. No fechamento de maio a expectativa é de encerrar em 58,1% no SE/CO, 83% no Norte e de 89,3% no Nordeste.
Com isso, o cenário aponta para um custo marginal de operação zerado ou quase zerado em todos os patamares de carga. Para essa semana segue o que foi visto ao longo dos das últimas semanas nesse mesmo valor.
A estimativa de despacho térmico é de 5.902 MW médios, a maior parte por conta da inflexibilidade declarada de térmicas no Sudeste, com 3.858 MW médios, levando essa linha ao total de 5.377 MW médios. Há ainda 350 MW médios por restrição elétrica e outros 175 MW médios por ordem de mérito.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53133093/ons-consumo-de-energia-deve-recuar-83-em-maio
O destaque continua a ser o Sudeste/Centro-Oeste, com uma projeção inicial de queda de 9,3% ante o mesmo período de 2019. No Norte a expectativa é de retração de 8,1%, no Nordeste de 7,9% e no Sul está em 5,3%. Se confirmado o índice ao final de maio representará uma carga de 61.422 MW médios. Esse a é a primeira versão do Programa Mensal de Operação que considera a revisão quadrimestral que aponta retração de 0,9% na carga e que foi divulgada no final de março.
Um dos destaques apresentados pelo ONS está em relação à Bacia do São Francisco, a única que apresentou anomalias positivas quanto a precipitações. Com isso, há a expectativa de que o reservatório da UHE Sobradinho, que anos atrás chegou a quase zerar, ficar totalmente cheio. No Sul, por sua vez, a estimativa é de continuidade do cenário de seca. Inclusive, destaca que a UHE Machadinho deverá zerar o nível de armazenamento ao continuar as condições de estiagem vividas pela região.
A projeção de energia natural afluente para maio segue a curva vista em abril. No Norte está o maior volume com 122% da média de longo termo, seguido pelo SE/CO com 88%, depois do NE com 79% e o Sul com 19% da MLT. No NE a tendência é de retomada da geração eólica, aponta o operador.
O comportamento no nível de armazenamento esperado para o final de maio continua ser de aumento em quase todo o pais. No sul a curva continua a ser negativa, reflexo dessa escassez de chuvas. De um volume de 17% registrado nessa sexta-feira, 24 de abril, a estimativa é de queda de 1 ponto porcentual em 31 de maio. Segundo cálculos do operador revelados na reunião do PMO, transmitida via internet, o volume dos reservatórios estariam 1,6 p.p menores se não houvesse a importação de energia e a geração térmica por lá.
O cenário do Sul é o pior em todo o histórico do país. Em todos os outros a situação é a melhor nos últimos cinco anos. No fechamento de maio a expectativa é de encerrar em 58,1% no SE/CO, 83% no Norte e de 89,3% no Nordeste.
Com isso, o cenário aponta para um custo marginal de operação zerado ou quase zerado em todos os patamares de carga. Para essa semana segue o que foi visto ao longo dos das últimas semanas nesse mesmo valor.
A estimativa de despacho térmico é de 5.902 MW médios, a maior parte por conta da inflexibilidade declarada de térmicas no Sudeste, com 3.858 MW médios, levando essa linha ao total de 5.377 MW médios. Há ainda 350 MW médios por restrição elétrica e outros 175 MW médios por ordem de mérito.
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sexta-feira, 24 de abril de 2020
Leilão de térmicas continua na prioridade do MME
O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, afirmou nesta quinta-feira, 23 de abril, que ainda não é possível saber quando os leilões de energia deverão ser retomados. Contudo, afirmou ele, os leilões são prioridade para a pasta, principalmente o leilão de energia existente que seria realizado na semana que vem e que tem como meta a substituição de térmicas mais caras cujos contratos vencem a partir de 2023.
“Não sabemos como e quando essa crise terminará nem quais serão as consequências para o setor. Essa postergação dos leilões não causou surpresa a ninguém. Temos buscado a contribuição para que tenhamos uma cesta de soluções e de acordo com a conjuntura adotar as ações necessárias na dose certa. Não sabemos se será por 90 dias ou não, 120 dias…não temos essa previsão”, afirmou ele em entrevista coletiva realizada via internet.
“Assim que as condições permitirem vamos realizar o leilão de energia existente, o leilão de energia nova e transmissão. Teremos que avaliar com os agentes, com Aneel, ONS, CCEE para tratarmos do tema que será feito de forma transparente”, continuou. “Ainda não temos previsão, mas espero que seja o mais rápido possível para voltarmos à previsibilidade que tínhamos”, adicionou.
Ele lembra que o MME teve reuniões com secretários de energia dos estados para analisar a situação no caso a caso porque o Brasil é um país de dimensões continentais. E que atualmente há algumas certezas, entre elas a de que as térmicas caras a diesel serão substituídas por gás natural, sendo isso é uma prioridade.
Segundo dados do MME, a crise provocada pela pandemia do novo coronavírus levou à retração de 22% no consumo de energia, o que equivale a algo próximo a 15,5 GW ou toda a demanda da região Nordeste somada a um terço do Norte. Albuquerque classifica esse volume como expressivo para o país e que trouxe a preocupação em preservar a segurança energética para o país.
O ministro destaca que esse nível de demanda traz preocupação, ainda mais ante o momento de previsibilidade de expansão do setor que foi quebrada por conta da crise que ele classifica como “sem precedentes”. E acrescenta que o trabalho que vem sendo desenvolvido tem como meta mitigar os efeitos desse momento e ao mesmo tempo olhar para o futuro.
Entre as medidas adotadas está justamente o adiamento por tempo indeterminado dos leilões de energia tanto o de projetos térmicos, por meio do LEE no final de abril quanto o de energia nova (LEN) um mês depois. Além desses, o leilão de transmissão que seria realizado em meados deste ano também entrou no pacote de postergação. O ministro ressaltou que a meta é a de preservar a credibilidade do setor adquirida ao longo do tempo.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53132972/leilao-de-termicas-continua-na-prioridade-do-mme
“Não sabemos como e quando essa crise terminará nem quais serão as consequências para o setor. Essa postergação dos leilões não causou surpresa a ninguém. Temos buscado a contribuição para que tenhamos uma cesta de soluções e de acordo com a conjuntura adotar as ações necessárias na dose certa. Não sabemos se será por 90 dias ou não, 120 dias…não temos essa previsão”, afirmou ele em entrevista coletiva realizada via internet.
“Assim que as condições permitirem vamos realizar o leilão de energia existente, o leilão de energia nova e transmissão. Teremos que avaliar com os agentes, com Aneel, ONS, CCEE para tratarmos do tema que será feito de forma transparente”, continuou. “Ainda não temos previsão, mas espero que seja o mais rápido possível para voltarmos à previsibilidade que tínhamos”, adicionou.
Ele lembra que o MME teve reuniões com secretários de energia dos estados para analisar a situação no caso a caso porque o Brasil é um país de dimensões continentais. E que atualmente há algumas certezas, entre elas a de que as térmicas caras a diesel serão substituídas por gás natural, sendo isso é uma prioridade.
Segundo dados do MME, a crise provocada pela pandemia do novo coronavírus levou à retração de 22% no consumo de energia, o que equivale a algo próximo a 15,5 GW ou toda a demanda da região Nordeste somada a um terço do Norte. Albuquerque classifica esse volume como expressivo para o país e que trouxe a preocupação em preservar a segurança energética para o país.
O ministro destaca que esse nível de demanda traz preocupação, ainda mais ante o momento de previsibilidade de expansão do setor que foi quebrada por conta da crise que ele classifica como “sem precedentes”. E acrescenta que o trabalho que vem sendo desenvolvido tem como meta mitigar os efeitos desse momento e ao mesmo tempo olhar para o futuro.
Entre as medidas adotadas está justamente o adiamento por tempo indeterminado dos leilões de energia tanto o de projetos térmicos, por meio do LEE no final de abril quanto o de energia nova (LEN) um mês depois. Além desses, o leilão de transmissão que seria realizado em meados deste ano também entrou no pacote de postergação. O ministro ressaltou que a meta é a de preservar a credibilidade do setor adquirida ao longo do tempo.
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quarta-feira, 22 de abril de 2020
Aneel libera mais R$ 432 milhões para preservar a liquidez do setor elétrico
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) autorizou o uso de R$ 432,4 milhões (referentes a sobras de encargos de transmissão de energia elétrica) para aliviar os custos de consumidores cativos e livres durante os meses de abril, maio e junho. Esta é mais uma ação do regulador para poupar os consumidores de custos extraordinários decorrentes da pandemia de Covid-19, gerar liquidez no mercado e evitar inadimplência sistêmica sobre a cadeia no setor elétrico.
A primeira parcela (abril) será no valor de R$ 144,2 milhões, com 90% do montante beneficiando as distribuidoras e 10% os consumidores livres. A liberação desses recursos alivia as despesas de custeio do uso da transmissão. Apenas em abril, a medida representa um desconto de 16% nos custos com encargos de transmissão para os consumidores do mercado cativo e livre. Para os próximos meses, a desoneração do encargo poderá ser maior ou menor a depender da entrada em operação das instalações que estão previstas para o período.
A Aneel também postergou por 6 meses o recolhimento da Parcela de Ineficiência por Sobrecontratação (PIS). O encargo é pago quando a distribuidora faz um uso inferior a 90% da demanda máxima contratada do sistema de transmissão (MUST). Em 2019, essa postergação representa cerca de R$ 11 milhões.
A agência também decidiu suspender por 6 meses a cobrança da Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem (PIU), que ocorre quando a medição da demanda máxima é superior a 110% da demanda contratada. As decisões foram tomada nesta segunda-feira, 20 de abril, durante reunião ordinária da Aneel.
O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, reforçou que a agência tem imprimido uma agenda importante de desoneração tarifária. Lembrou que a Aneel já liberou R$ 2 bilhões para dar liquidez aos mercados livre e regulado em função da crise causada pelo novo coronavírus.
A diretora Elisa Bastos parabenizou a celeridade imprimida pelo relator do processo, o diretor Júlio Ferraz. Disse que essa é uma forma do segmento de transmissão colaborar com a crise setorial. “A participação de todos os segmentos do setor nas soluções para enfrentamento da pandemia é um dos princípios que a gente não abre mão”, afirmou Bastos.
O diretor Sandoval Feitosa destacou que as medidas anunciadas hoje são mais um resultado do trabalho integrado feito pela Aneel para aliviar os impactos da crise de saúde.
O diretor Efrain Cruz declarou que a Aneel está “raspando o tacho” para conseguir encontrar mecanismos para minimizar os impactos da Covid-19 no setor, mas mantendo as premissas básicas de modicidade tarifária e respeito aos contratos.
“Essa casa tem toda a técnica necessária para buscar essas soluções sem necessariamente desembocar no consumidor todos os custos ou qualquer prejuízos atinentes ao setor”, disse Cruz.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53132732/aneel-libera-mais-r-432-milhoes-para-preservar-a-liquidez-do-setor-eletrico
A primeira parcela (abril) será no valor de R$ 144,2 milhões, com 90% do montante beneficiando as distribuidoras e 10% os consumidores livres. A liberação desses recursos alivia as despesas de custeio do uso da transmissão. Apenas em abril, a medida representa um desconto de 16% nos custos com encargos de transmissão para os consumidores do mercado cativo e livre. Para os próximos meses, a desoneração do encargo poderá ser maior ou menor a depender da entrada em operação das instalações que estão previstas para o período.
A Aneel também postergou por 6 meses o recolhimento da Parcela de Ineficiência por Sobrecontratação (PIS). O encargo é pago quando a distribuidora faz um uso inferior a 90% da demanda máxima contratada do sistema de transmissão (MUST). Em 2019, essa postergação representa cerca de R$ 11 milhões.
A agência também decidiu suspender por 6 meses a cobrança da Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem (PIU), que ocorre quando a medição da demanda máxima é superior a 110% da demanda contratada. As decisões foram tomada nesta segunda-feira, 20 de abril, durante reunião ordinária da Aneel.
O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, reforçou que a agência tem imprimido uma agenda importante de desoneração tarifária. Lembrou que a Aneel já liberou R$ 2 bilhões para dar liquidez aos mercados livre e regulado em função da crise causada pelo novo coronavírus.
A diretora Elisa Bastos parabenizou a celeridade imprimida pelo relator do processo, o diretor Júlio Ferraz. Disse que essa é uma forma do segmento de transmissão colaborar com a crise setorial. “A participação de todos os segmentos do setor nas soluções para enfrentamento da pandemia é um dos princípios que a gente não abre mão”, afirmou Bastos.
O diretor Sandoval Feitosa destacou que as medidas anunciadas hoje são mais um resultado do trabalho integrado feito pela Aneel para aliviar os impactos da crise de saúde.
O diretor Efrain Cruz declarou que a Aneel está “raspando o tacho” para conseguir encontrar mecanismos para minimizar os impactos da Covid-19 no setor, mas mantendo as premissas básicas de modicidade tarifária e respeito aos contratos.
“Essa casa tem toda a técnica necessária para buscar essas soluções sem necessariamente desembocar no consumidor todos os custos ou qualquer prejuízos atinentes ao setor”, disse Cruz.
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segunda-feira, 20 de abril de 2020
ONS projeta tombo de 12,5% na carga de abril
A projeção de carga para o mês de abril acentuou a queda em relação à semana anterior. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico a estimativa é de redução de 12,5% ante o mesmo período de 2019, a previsão de retração na versão inicial do Programa Mensal de Operação era de queda de 8,1%.
Os dados constam da revisão 3 do PMO de abril a apontam queda de 14% no Sudeste/Centro Oeste, de 12,9% no Sul, 9,5% no Nordeste e de 7,3% no Norte. Se a previsão se confirmar representará 60.098 MW médios de carga no mês.
“A interrupção das atividades dos mais variados setores da economia do país, provocadas pelas medidas restritivas contra a propagação do Covid-19, iniciadas a partir da segunda quinzena de Março/20, tem impactado negativamente o comportamento da carga ao longo do período observado”, argumenta o ONS.
Já a previsão de vazões está relativamente estável em comparação ao esperado desde o início de abril. No SE/CO a projeção de energia natural afluente é de 86% da média de longo termo. No NE está em 98%, no Norte recuou levemente a 102% da MLT e no Sul a situação continua crítica com apenas 17% da média histórica com pouco mais de 1.100 MW médios.
Justamente na região Sul que a projeção é de que o nível de reservatórios caia em relação ao verificado nesta sexta-feira, 17 de abril. Ao final do mês é esperado um volume de 16,5%. No restante do país continua a curva ascendente com 55,5% no SE/CO, 78,6% no Norte e 87,4% no NE.
Como consequência desse cenário o custo marginal de operação em todo o país voltou a ficar zerado em todos os patamares de carga.
A projeção de despacho térmico na semana é de 4.961 MW médios. Quase a totalidade desse volume, ou 4.469 MW médios está por inflexibilidade, outros 317 MW médios por restrição elétrica e apenas 175 MW médios por ordem de mérito.
Na semana operativa encerrada nesta sexta-feira, foi registrada precipitação nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins além de chuva fraca à moderada no trecho incremental a UHE Itaipu e no final da cascata do Iguaçu e do Paranapanema, assim como precipitação de intensidade fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Grande e Paranaíba. Para a próximo período de sete dias é esperado nas bacias hidrográficas da região Norte e o Paranaíba mesma condição de precipitação.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53132595/ons-projeta-tombo-de-125-na-carga-de-abril
Os dados constam da revisão 3 do PMO de abril a apontam queda de 14% no Sudeste/Centro Oeste, de 12,9% no Sul, 9,5% no Nordeste e de 7,3% no Norte. Se a previsão se confirmar representará 60.098 MW médios de carga no mês.
“A interrupção das atividades dos mais variados setores da economia do país, provocadas pelas medidas restritivas contra a propagação do Covid-19, iniciadas a partir da segunda quinzena de Março/20, tem impactado negativamente o comportamento da carga ao longo do período observado”, argumenta o ONS.
Já a previsão de vazões está relativamente estável em comparação ao esperado desde o início de abril. No SE/CO a projeção de energia natural afluente é de 86% da média de longo termo. No NE está em 98%, no Norte recuou levemente a 102% da MLT e no Sul a situação continua crítica com apenas 17% da média histórica com pouco mais de 1.100 MW médios.
Justamente na região Sul que a projeção é de que o nível de reservatórios caia em relação ao verificado nesta sexta-feira, 17 de abril. Ao final do mês é esperado um volume de 16,5%. No restante do país continua a curva ascendente com 55,5% no SE/CO, 78,6% no Norte e 87,4% no NE.
Como consequência desse cenário o custo marginal de operação em todo o país voltou a ficar zerado em todos os patamares de carga.
A projeção de despacho térmico na semana é de 4.961 MW médios. Quase a totalidade desse volume, ou 4.469 MW médios está por inflexibilidade, outros 317 MW médios por restrição elétrica e apenas 175 MW médios por ordem de mérito.
Na semana operativa encerrada nesta sexta-feira, foi registrada precipitação nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins além de chuva fraca à moderada no trecho incremental a UHE Itaipu e no final da cascata do Iguaçu e do Paranapanema, assim como precipitação de intensidade fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Grande e Paranaíba. Para a próximo período de sete dias é esperado nas bacias hidrográficas da região Norte e o Paranaíba mesma condição de precipitação.
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sexta-feira, 17 de abril de 2020
EDP vê mercado de distribuição encolher 5,1% no primeiro trimestre
O mercado de distribuição de energia elétrica da EDP Brasil encolheu 5,1% no primeiro trimestre de 2020 na comparação com igual período de 2019. No total, foram distribuídos 6.188.183 MWh. Houve queda de 3% no mercado livre e – 6,7% no ambiente regulado. O consumo foi negativo nos segmentos residencial (-2%), industrial (-6,8%), comercial (-2,7%) e rural (-19,2%).
A EDP São Paulo registrou queda de 0,8% no mercado total, com queda de -4,3% no ambiente cativo e alta de 3,3% no ambiente livre. A EDP Espírito Santo registrou recuo de 11,3% no mercado total, com redução de 14% no livre e 9,6% no cativo.
A companhia informou que vem adotando as medidas de monitoramento e prevenção para proteger os seus colaboradores e as comunidades do novo coronavírus (Covid-19). A EDP reforçou a segurança de suas equipes e implantou um plano de contingência a fim de assegurar a continuidade dos serviços prestados.
“Em relação ao volume das distribuidoras, ainda não foi possível verificar impactos significativos no trimestre findo em 31 de março. Entretanto, a companhia espera redução do volume de energia distribuída no segundo trimestre de 2020, uma vez que nos dez primeiros dias de abril já houve uma redução comparável à redução verificada no Brasil”, diz a EDP, em nota divulgada na última quarta-feira, 15 de março.
Leia mais em:
https://www.canalenergia.com.br/noticias/53132417/edp-ve-mercado-de-distribuicao-encolher-51-no-primeiro-trimestre
A EDP São Paulo registrou queda de 0,8% no mercado total, com queda de -4,3% no ambiente cativo e alta de 3,3% no ambiente livre. A EDP Espírito Santo registrou recuo de 11,3% no mercado total, com redução de 14% no livre e 9,6% no cativo.
A companhia informou que vem adotando as medidas de monitoramento e prevenção para proteger os seus colaboradores e as comunidades do novo coronavírus (Covid-19). A EDP reforçou a segurança de suas equipes e implantou um plano de contingência a fim de assegurar a continuidade dos serviços prestados.
“Em relação ao volume das distribuidoras, ainda não foi possível verificar impactos significativos no trimestre findo em 31 de março. Entretanto, a companhia espera redução do volume de energia distribuída no segundo trimestre de 2020, uma vez que nos dez primeiros dias de abril já houve uma redução comparável à redução verificada no Brasil”, diz a EDP, em nota divulgada na última quarta-feira, 15 de março.
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quinta-feira, 16 de abril de 2020
Confinamento trouxe redução de 21,75% na geração da Eletrobras
O informativo diário da Eletrobras sobre a Covid -19 mostra que houve uma redução de 21,75% na geração de energia da empresa desde que foram adotadas medidas de confinamento social, no último dia 16 de março . Até então, ela gerava 543.909 MWh e o valor caiu 447.075 MWh, no dia 13 de abril. Na comparação da geração das empresas do grupo no dia 13 de abril com o dia 2 de março, o pré-crise, foi registrada queda de 17,14%. A potência era de 21.870,19 MWh contra 18.700,25 MWh.
No último dia 14, eram 59 casos suspeitos entre os funcionários das empresas do grupo, sete em tratamento e outros quatro recuperados . Dos 12.691 empregados da estatal, 8.593 ou 68% estão em teletrabalho, 1.705 ou 13% nas unidades operacionais, com o restante trabalhando nos escritórios ou em férias.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53132367/confinamento-trouxe-reducao-de-2175-na-geracao-da-eletrobras
No último dia 14, eram 59 casos suspeitos entre os funcionários das empresas do grupo, sete em tratamento e outros quatro recuperados . Dos 12.691 empregados da estatal, 8.593 ou 68% estão em teletrabalho, 1.705 ou 13% nas unidades operacionais, com o restante trabalhando nos escritórios ou em férias.
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quarta-feira, 15 de abril de 2020
Aneel busca soluções sustentáveis para crise no setor
O término da reunião da diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica marcou o posicionamento dos diretores sobre a atuação da Aneel na busca por uma solução frente aos impactos da crise causada pela pandemia de Covid-19. De acordo com o diretor Efrain Cruz, o setor não passará incólume a crise e a urgência é uma solução para o caixa das distribuidoras, já que a inadimplência e a queda de mercado estão altas. Segundo ele, as medidas devem ser raciocinadas em cima de uma sustentabilidade.
Uma das alternativas que a Cruz disse que Aneel está estudando é o uso de recursos de fundos de programas já pagos pelos consumidores, como os de Eficiência Energética e de Pesquisa & Desenvolvimento. Segundo ele, há represados cerca de R$ 4,7 bilhões. “Por que não usar esse dinheiro para salvar o setor e principalmente proteger o consumidor de uma pressão tarifária lá na frente?”, questiona. Ele relembrou ocasiões anteriores, em que o consumidor foi dado como garantia de pagamentos de financiamentos e classificou seus efeitos como perversos. “Traz um ambiente de tarifas altas. Não podemos entregar tarifas em dois dígitos, o consumidor não aguenta mais pagar”, avisa.
Segundo Cruz, a Aneel busca o equilíbrio. Ele prevê recebíveis de P&D, EE e taxa de fiscalização de quase R$ 18 bilhões, com outros quase R$ 5 bilhões represados, o que soma cerca R$ 23 bilhões no período de cinco anos. “Por que não usar parte desse dinheiro para salvar as distribuidoras agora e reverter em modicidade no amanhã?”, sugere. Ele ressalta ainda que essa crise não é oriunda do setor elétrico e que não há certeza do seu fim imediato e da necessidade de uma solução que envolva todo o setor. Cruz citou ainda frase do presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico, Mário Menel, de que é hora dos agentes do setor se unirem e construírem uma grande solução que envolva a todos.
O diretor da Aneel revelou ainda que a agência está estudando em um primeiro momento uma securitização nos mesmos moldes da conta-ACR, mas sem usar a tarifa do consumidor como garantia. “Ao invés de usar a tarifa, vamos usar os fundos, mantendo parte deles”, pergunta. A operação não deverá afetar os projetos de P&D no setor, mas ele pede uma reflexão sobre a arrecadação e o uso desses montantes. Ele disse ainda que a solução está em estudo, não foi definida e que a busca é por uma saída equilibrada.
O aporte de R$1 bilhão que isentou os consumidores da tarifa social foi elogiado por ele. “Creio que é um momento de união, mas não é a união de poucos para colocar no colo de muito poucos, é uma união do setor para se pensar de forma sustentável uma solução em que todos participem”, afirma. A Aneel deverá apresentar hoje ou amanhã para o MME documento com várias sugestões de soluções, que Cruz as define como medidas que merecem ser estudadas. Outro ponto levantado por Cruz é o de Itaipu, em que 60% da tarifa é para serviço da dívida, com esse impacto podendo ser amenizado.
O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, frisou que a união é importante nesse momento e citou a criação do comitê de monitoramento da crise criado pela Aneel. Ele reforçou a necessidade de não se incorrer em erros do passado. Para Pepitone, o CCEAR é o pilar do setor, com nota AAA, o que faz com que se olhe com atenção o respeito aos contratos. Segundo ele, todas as propostas da agência serão sólidas e discutidas de modo técnico. Pepitone disse que a agência está sensível ao sofrimento da sociedade causado pela covid-19. “O objetivo é de atenuar ao máximo os efeitos da crise para o consumidor “, aponta.
Sandoval Feitosa, que também compõe a diretoria da Aneel, foi mais um a falar no fim da reunião. Para ele, que pediu união de todos, há grande assimetria de informações, com empresas do setor em situações diferentes. Segundo ele, não dá para oferecer um único remédio para todas as empresas. Feitosa também frisou a necessidade de respeito a estabilidade regulatória e a segurança jurídica, evitando processos na justiça. “A agência está ouvindo todos e fará um equilíbrio nas ações que vamos enfrentar daqui em diante”, concluiu.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53132240/aneel-busca-solucoes-sustentaveis-para-crise-no-setor
Uma das alternativas que a Cruz disse que Aneel está estudando é o uso de recursos de fundos de programas já pagos pelos consumidores, como os de Eficiência Energética e de Pesquisa & Desenvolvimento. Segundo ele, há represados cerca de R$ 4,7 bilhões. “Por que não usar esse dinheiro para salvar o setor e principalmente proteger o consumidor de uma pressão tarifária lá na frente?”, questiona. Ele relembrou ocasiões anteriores, em que o consumidor foi dado como garantia de pagamentos de financiamentos e classificou seus efeitos como perversos. “Traz um ambiente de tarifas altas. Não podemos entregar tarifas em dois dígitos, o consumidor não aguenta mais pagar”, avisa.
Segundo Cruz, a Aneel busca o equilíbrio. Ele prevê recebíveis de P&D, EE e taxa de fiscalização de quase R$ 18 bilhões, com outros quase R$ 5 bilhões represados, o que soma cerca R$ 23 bilhões no período de cinco anos. “Por que não usar parte desse dinheiro para salvar as distribuidoras agora e reverter em modicidade no amanhã?”, sugere. Ele ressalta ainda que essa crise não é oriunda do setor elétrico e que não há certeza do seu fim imediato e da necessidade de uma solução que envolva todo o setor. Cruz citou ainda frase do presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico, Mário Menel, de que é hora dos agentes do setor se unirem e construírem uma grande solução que envolva a todos.
O diretor da Aneel revelou ainda que a agência está estudando em um primeiro momento uma securitização nos mesmos moldes da conta-ACR, mas sem usar a tarifa do consumidor como garantia. “Ao invés de usar a tarifa, vamos usar os fundos, mantendo parte deles”, pergunta. A operação não deverá afetar os projetos de P&D no setor, mas ele pede uma reflexão sobre a arrecadação e o uso desses montantes. Ele disse ainda que a solução está em estudo, não foi definida e que a busca é por uma saída equilibrada.
O aporte de R$1 bilhão que isentou os consumidores da tarifa social foi elogiado por ele. “Creio que é um momento de união, mas não é a união de poucos para colocar no colo de muito poucos, é uma união do setor para se pensar de forma sustentável uma solução em que todos participem”, afirma. A Aneel deverá apresentar hoje ou amanhã para o MME documento com várias sugestões de soluções, que Cruz as define como medidas que merecem ser estudadas. Outro ponto levantado por Cruz é o de Itaipu, em que 60% da tarifa é para serviço da dívida, com esse impacto podendo ser amenizado.
O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, frisou que a união é importante nesse momento e citou a criação do comitê de monitoramento da crise criado pela Aneel. Ele reforçou a necessidade de não se incorrer em erros do passado. Para Pepitone, o CCEAR é o pilar do setor, com nota AAA, o que faz com que se olhe com atenção o respeito aos contratos. Segundo ele, todas as propostas da agência serão sólidas e discutidas de modo técnico. Pepitone disse que a agência está sensível ao sofrimento da sociedade causado pela covid-19. “O objetivo é de atenuar ao máximo os efeitos da crise para o consumidor “, aponta.
Sandoval Feitosa, que também compõe a diretoria da Aneel, foi mais um a falar no fim da reunião. Para ele, que pediu união de todos, há grande assimetria de informações, com empresas do setor em situações diferentes. Segundo ele, não dá para oferecer um único remédio para todas as empresas. Feitosa também frisou a necessidade de respeito a estabilidade regulatória e a segurança jurídica, evitando processos na justiça. “A agência está ouvindo todos e fará um equilíbrio nas ações que vamos enfrentar daqui em diante”, concluiu.
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terça-feira, 14 de abril de 2020
Wood Mackenzie reduz estimativa de expansão solar até 2021
A consultoria Wood Mackenzie projeta que a pandemia de coronavírus terá um impacto significativo no mercado global de energia solar fotovoltaica. A construção e o desenvolvimento estão diminuindo à medida que países em todo o mundo impõem suas medidas de isolamento e de bloqueios quase totais. Com reflexos diretos na atividade econômica, a empresa rebaixou sua previsão para instalações em 2020 de 129,5 GW para 106,4 GW, queda de 18%.
Para o analista da consultoria, Tom Heggarty, o próximo ano também será um desafio para a solar. Até porque os danos econômicos causados pela pandemia chegam em um momento no qual passamos pela queda nos preços do petróleo. Embora espere forte recuperação econômica no próximo ano, os projetos que devem ser entregues em 2021 estão sendo desenvolvidos e financiados hoje e por isso, nem todas as atividades continuarão conforme o planejado.
Assim, a previsão para o ano de 2021 também foi reduzida, passou de 127,2 GW para 123,6 GW, retração de 3%.
Os efeitos são variados a depender do país. Na China – o epicentro inicial do surto – os indicadores econômicos sugerem uma recuperação em andamento. Por lá, relata ele, a produção de wafer, célula e módulo está voltando à capacidade total e a construção em muitos locais do projeto foi retomada. A expectativa é de que o impacto não continue além do final do segundo trimestre.
Na Europa e na América do Norte, os bloqueios é que devem durar até o segundo trimestre e, possivelmente, no terceiro. Por sua vez, na América Latina e a África que foram menos afetadas pelo surto de coronavírus até o momento, também deverão apresentar graves interrupções à medida que chega o meio do ano.
Ele lembra que diferentes setores do mercado também serão impactados de maneira diferente. Projetos de geração centralizada em construção serão os primeiros a sentir a crise por conta do bloqueio. Mas grandes problemas são nos estágios anteriores com o adiamento de leilões, como no Brasil.
Já o segmento de geração distribuída enfrenta um conjunto diferente de desafios. Um dos mais prementes é a questão do isolamento social para os instaladores. Por isso, relata que instalações residenciais, em muitos países, diminuíram ou pararam completamente.
Na questão macroeconômica a Wood Mackenzie estima que o PIB global se contrairá em 2% em 2020. Assim o cenário é de desaceleração e aumento do desemprego, o que leva muitos potenciais consumidores residenciais e comerciais a reduzirem os gastos.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53131957/wood-mackenzie-reduz-estimativa-de-expansao-solar-ate-2021
Para o analista da consultoria, Tom Heggarty, o próximo ano também será um desafio para a solar. Até porque os danos econômicos causados pela pandemia chegam em um momento no qual passamos pela queda nos preços do petróleo. Embora espere forte recuperação econômica no próximo ano, os projetos que devem ser entregues em 2021 estão sendo desenvolvidos e financiados hoje e por isso, nem todas as atividades continuarão conforme o planejado.
Assim, a previsão para o ano de 2021 também foi reduzida, passou de 127,2 GW para 123,6 GW, retração de 3%.
Os efeitos são variados a depender do país. Na China – o epicentro inicial do surto – os indicadores econômicos sugerem uma recuperação em andamento. Por lá, relata ele, a produção de wafer, célula e módulo está voltando à capacidade total e a construção em muitos locais do projeto foi retomada. A expectativa é de que o impacto não continue além do final do segundo trimestre.
Na Europa e na América do Norte, os bloqueios é que devem durar até o segundo trimestre e, possivelmente, no terceiro. Por sua vez, na América Latina e a África que foram menos afetadas pelo surto de coronavírus até o momento, também deverão apresentar graves interrupções à medida que chega o meio do ano.
Ele lembra que diferentes setores do mercado também serão impactados de maneira diferente. Projetos de geração centralizada em construção serão os primeiros a sentir a crise por conta do bloqueio. Mas grandes problemas são nos estágios anteriores com o adiamento de leilões, como no Brasil.
Já o segmento de geração distribuída enfrenta um conjunto diferente de desafios. Um dos mais prementes é a questão do isolamento social para os instaladores. Por isso, relata que instalações residenciais, em muitos países, diminuíram ou pararam completamente.
Na questão macroeconômica a Wood Mackenzie estima que o PIB global se contrairá em 2% em 2020. Assim o cenário é de desaceleração e aumento do desemprego, o que leva muitos potenciais consumidores residenciais e comerciais a reduzirem os gastos.
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segunda-feira, 13 de abril de 2020
Distribuidoras precisam de ações complementares, defende Abradee
O movimento do governo que publicou em edição extra do Diário Oficial da União as MPs 949 e 950 para socorrer as distribuidoras é apenas o início das ações que o setor vê como necessárias. Ainda é preciso que sejam tomadas outras medidas para as questões econômicas das empresas no que diz respeito a ativos que deixam de ser utilizados por conta da demanda e impactos com as perdas não técnicas que seriam complementares ao objeto das MPs publicadas.
Na avaliação do presidente executivo da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Marcos Madureira, as ações estão sendo negociadas tanto com o Ministério de Minas e Energia e a Agência Nacional de Energia Elétrica. O executivo elogiou a edição das duas medidas provisórias que atuam no cenário de curto prazo, reduzindo a perspectiva da inadimplência e, consequentemente, do fluxo de caixa das empresas que precisam repassar os valores para os demais elos da cadeia do setor.
“Para as distribuidoras, nesse momento, esse recurso vem para criar uma financiabilidade dentro do setor elétrico, as distribuidoras ficam com 18% do valor pago em uma conta o restante é repassado. Essa medida cria as condições para que se mantenha em um primeiro momento a adimplência dos contratos e os valores a serem repassados”, pondera ele.
Na primeira medida o governo estabeleceu a abertura de crédito para o MME ao valor de R$ 900 milhões. Em seguida, a MP estabeleceu que esses recursos serão utilizados para pagar a conta de consumidores do baixa renda por três meses. E ainda abriu caminho para a edição de uma nova conta ACR no modelo visto ainda em 2014.
Ambas as medidas vêm no intuito de aliviar o caixa das distribuidoras que devem repassar os valores para transmissoras, geradoras e para os governos por serem o centro de arrecadação. O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque já havia citado esse papel das concessionárias em diversas oportunidades por meio de lives das quais participou nas últimas semanas. E ele indicava justamente esse caminho formalizado na quarta-feira.
Madureira, da Abradee, reforça que essas medidas são importantes por minimizar esse impacto no fluxo de caixa das distribuidoras. Porém não pode afirmar se o valor destinado de R$ 900 milhões será suficiente para cobrir essa parcela pelo tempo indicado. “Não é possível afirmar que esse valor cobrirá 100% do valor das contas do baixa renda, mas esse montante está nessa ordem de grandeza”, comentou ele.
Sobre a questão da conta ACR o executivo que representa o segmento de distribuição no país afirma que ainda não se tem uma avaliação do tamanho dessa crise do setor elétrico. No mercado a estimativa é de que esse valor estaria na casa de R$ 15 bilhões a R$ 20 bilhões, montante estimado tanto pelo CEO da PSR, Luiz Barroso, quanto pelo CEO da estatal Copel, Daniel Slaviero.
Nesse mesmo encontro em que foi estimado o tamanho dessa crise, organizado pela XP Investimentos, outros CEOs de distribuidoras que representam mais de 60% do número de unidades consumidoras no mercado cativo defenderam que a solução deveria ser via um pacote de medidas. Entre as ações, além da participação do Tesouro Nacional, de uma conta ACR outras medidas para resolver os impacto com participação de toda a cadeia do setor elétrico.
Madureira destaca que o impacto dessa crise está ligada à profundidade, à duração e ao ritmo de retomada da economia. Até porque, acrescentou a demanda não volta ao normal no dia seguinte ao final dessa pandemia. Então, prega que é necessário aguardar para verificar a dimensão desse impacto com a redução de mercado e aumento da inadimplência.
O caminho para a adoção de uma nova conta ACR poderia ser por meio de ações e operacionalização semelhante ao que ocorreu na primeira versão, realizada em 2015 e cuja quitação ocorreu de forma antecipada no ano passado. “Ainda temos a preocupação do impacto que pode ter ao consumidor, não poder ser a totalidade desse valor para mitigar o peso sobre a tarifa”, acrescenta.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53132012/distribuidoras-precisam-de-acoes-complementares-defende-abradee
Na avaliação do presidente executivo da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Marcos Madureira, as ações estão sendo negociadas tanto com o Ministério de Minas e Energia e a Agência Nacional de Energia Elétrica. O executivo elogiou a edição das duas medidas provisórias que atuam no cenário de curto prazo, reduzindo a perspectiva da inadimplência e, consequentemente, do fluxo de caixa das empresas que precisam repassar os valores para os demais elos da cadeia do setor.
“Para as distribuidoras, nesse momento, esse recurso vem para criar uma financiabilidade dentro do setor elétrico, as distribuidoras ficam com 18% do valor pago em uma conta o restante é repassado. Essa medida cria as condições para que se mantenha em um primeiro momento a adimplência dos contratos e os valores a serem repassados”, pondera ele.
Na primeira medida o governo estabeleceu a abertura de crédito para o MME ao valor de R$ 900 milhões. Em seguida, a MP estabeleceu que esses recursos serão utilizados para pagar a conta de consumidores do baixa renda por três meses. E ainda abriu caminho para a edição de uma nova conta ACR no modelo visto ainda em 2014.
Ambas as medidas vêm no intuito de aliviar o caixa das distribuidoras que devem repassar os valores para transmissoras, geradoras e para os governos por serem o centro de arrecadação. O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque já havia citado esse papel das concessionárias em diversas oportunidades por meio de lives das quais participou nas últimas semanas. E ele indicava justamente esse caminho formalizado na quarta-feira.
Madureira, da Abradee, reforça que essas medidas são importantes por minimizar esse impacto no fluxo de caixa das distribuidoras. Porém não pode afirmar se o valor destinado de R$ 900 milhões será suficiente para cobrir essa parcela pelo tempo indicado. “Não é possível afirmar que esse valor cobrirá 100% do valor das contas do baixa renda, mas esse montante está nessa ordem de grandeza”, comentou ele.
Sobre a questão da conta ACR o executivo que representa o segmento de distribuição no país afirma que ainda não se tem uma avaliação do tamanho dessa crise do setor elétrico. No mercado a estimativa é de que esse valor estaria na casa de R$ 15 bilhões a R$ 20 bilhões, montante estimado tanto pelo CEO da PSR, Luiz Barroso, quanto pelo CEO da estatal Copel, Daniel Slaviero.
Nesse mesmo encontro em que foi estimado o tamanho dessa crise, organizado pela XP Investimentos, outros CEOs de distribuidoras que representam mais de 60% do número de unidades consumidoras no mercado cativo defenderam que a solução deveria ser via um pacote de medidas. Entre as ações, além da participação do Tesouro Nacional, de uma conta ACR outras medidas para resolver os impacto com participação de toda a cadeia do setor elétrico.
Madureira destaca que o impacto dessa crise está ligada à profundidade, à duração e ao ritmo de retomada da economia. Até porque, acrescentou a demanda não volta ao normal no dia seguinte ao final dessa pandemia. Então, prega que é necessário aguardar para verificar a dimensão desse impacto com a redução de mercado e aumento da inadimplência.
O caminho para a adoção de uma nova conta ACR poderia ser por meio de ações e operacionalização semelhante ao que ocorreu na primeira versão, realizada em 2015 e cuja quitação ocorreu de forma antecipada no ano passado. “Ainda temos a preocupação do impacto que pode ter ao consumidor, não poder ser a totalidade desse valor para mitigar o peso sobre a tarifa”, acrescenta.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53132012/distribuidoras-precisam-de-acoes-complementares-defende-abradee
quinta-feira, 9 de abril de 2020
Agentes ainda não avaliaram os impactos comerciais do PLD horário
Uma pesquisa realizada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), entre os dias 2 e 6 de abril, concluiu que os agentes ainda não avaliaram adequadamente os impactos comerciais do PLD horário. Os dados foram divulgados nesta quarta-feira, 8 de abril, durante a 8º Reunião do PLD horário.
O Preço de Liquidação da Diferença (PLD) em base horária é uma evolução que entrará completamente em vigor em janeiro de 2021. O objetivo é aproximar o preço da energia ao que acontece na operação do Sistema Elétrico Nacional (SIN). Atualmente, o setor utiliza o PLD semanal patamar.
O assunto é discutido desde 2018. Em 2019, o PLD horário começou a ser testado. Desde janeiro deste ano, o Operador Nacional do Sistema (ONS) passou a utilizar o novo modelo Dessem (curtíssimo prazo) no planejamento da operação do SIN.
Há mais de um ano a CCEE divulga a operação “sombra” do PLD horário, que nada mais é que uma simulação de como a nova precificação da energia afetará o mercado.
Segundo a CCEE, a pesquisa teve 227 respostas para as seguintes perguntas: O agente entende as necessidade e benefícios dessa mudança? O agente avaliou os impactos comerciais que essa mudança trará? O agente domina as mudanças de modelo e regras e já disseminou o assunto em sua empresa?
“De maneira geral, os agentes não consideram ter avaliado adequadamente os impactos sobre suas relações comerciais, nem disseminaram adequadamente o assunto em suas empresas de modo que suas equipes não possuem domínio das mudanças de regras e modelo”, concluiu a CCEE.
Com base em 309 comentários realizados durante as sete reuniões anteriores do PLD horário, a CCEE construiu uma “nuvem de palavras”, onde se destacam as palavras “treinamento”, “cursos”, “contabilização”, “divulgações de resultados”, “dados” e “impactos”.
“Nos comentários, onde se destacam palavras como ‘treinamento”, ‘cursos’, ‘divulgações’, pode-se perceber a necessidade de mais instrução ao mercado”, destacou Rodrigo Sacchi, gerente executivo de Preços, Modelos e Estudos Energéticos da CCEE.
A CCEE informou que vai disponibilizar um novo treinamento, batizado de “PLD Horário: Impactos na Comercialização de energia em 2021”, com objetivo de prover a capacitação dos agentes.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53131835/agentes-ainda-nao-avaliaram-os-impactos-comercias-do-pld-horario
O Preço de Liquidação da Diferença (PLD) em base horária é uma evolução que entrará completamente em vigor em janeiro de 2021. O objetivo é aproximar o preço da energia ao que acontece na operação do Sistema Elétrico Nacional (SIN). Atualmente, o setor utiliza o PLD semanal patamar.
O assunto é discutido desde 2018. Em 2019, o PLD horário começou a ser testado. Desde janeiro deste ano, o Operador Nacional do Sistema (ONS) passou a utilizar o novo modelo Dessem (curtíssimo prazo) no planejamento da operação do SIN.
Há mais de um ano a CCEE divulga a operação “sombra” do PLD horário, que nada mais é que uma simulação de como a nova precificação da energia afetará o mercado.
Segundo a CCEE, a pesquisa teve 227 respostas para as seguintes perguntas: O agente entende as necessidade e benefícios dessa mudança? O agente avaliou os impactos comerciais que essa mudança trará? O agente domina as mudanças de modelo e regras e já disseminou o assunto em sua empresa?
“De maneira geral, os agentes não consideram ter avaliado adequadamente os impactos sobre suas relações comerciais, nem disseminaram adequadamente o assunto em suas empresas de modo que suas equipes não possuem domínio das mudanças de regras e modelo”, concluiu a CCEE.
Com base em 309 comentários realizados durante as sete reuniões anteriores do PLD horário, a CCEE construiu uma “nuvem de palavras”, onde se destacam as palavras “treinamento”, “cursos”, “contabilização”, “divulgações de resultados”, “dados” e “impactos”.
“Nos comentários, onde se destacam palavras como ‘treinamento”, ‘cursos’, ‘divulgações’, pode-se perceber a necessidade de mais instrução ao mercado”, destacou Rodrigo Sacchi, gerente executivo de Preços, Modelos e Estudos Energéticos da CCEE.
A CCEE informou que vai disponibilizar um novo treinamento, batizado de “PLD Horário: Impactos na Comercialização de energia em 2021”, com objetivo de prover a capacitação dos agentes.
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quarta-feira, 8 de abril de 2020
Aneel autoriza liberação de R$ 2 bi do fundo do reserva para o setor
A Agência Nacional de Energia Elétrica anunciou nesta terça-feira (7) que autorizou a antecipação do repasse de R$ 2,022 bilhões disponíveis no fundo de reserva para distribuidoras e para 7.166 agentes do mercado livre. A decisão, segundo a Aneel, tem como objetivo “reforçar a liquidez do setor elétrico em meio ao cenário de pandemia do Covid-19.”
A liberação do saldo do fundo destinado ao alívio futuro de encargos será feita pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. As distribuidoras receberão R$ 1,475 bilhão e consumidores livres R$ 547 milhões.
A medida vai ajudar geradoras, transmissoras e distribuidoras “na manutenção de suas obrigações junto ao setor elétrico”, beneficiando toda a cadeia. Segundo a Aneel, novos repasses poderão ser feitos ao longo ano de 2020, sempre que houver saldo positivo no fundo.
A autorização da Aneel acontece no momento em que os agentes do setor, especialmente as distribuidoras, pressionam o governo e a agência reguladora por uma solução para os impactos da pandemia no fluxo de caixa das empresas. As distribuidoras alegam que em abril já começarão a sentir os efeitos da redução do consumo e do aumento da inadimplência de consumidores. As empresas estão impedidas por um período de 90 dias de interromper o fornecimento de energia de clientes residenciais e serviços essenciais com contas em atraso.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53131770/aneel-autoriza-liberacao-de-r-2-bi-do-fundo-do-reserva-para-o-setor
A liberação do saldo do fundo destinado ao alívio futuro de encargos será feita pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. As distribuidoras receberão R$ 1,475 bilhão e consumidores livres R$ 547 milhões.
A medida vai ajudar geradoras, transmissoras e distribuidoras “na manutenção de suas obrigações junto ao setor elétrico”, beneficiando toda a cadeia. Segundo a Aneel, novos repasses poderão ser feitos ao longo ano de 2020, sempre que houver saldo positivo no fundo.
A autorização da Aneel acontece no momento em que os agentes do setor, especialmente as distribuidoras, pressionam o governo e a agência reguladora por uma solução para os impactos da pandemia no fluxo de caixa das empresas. As distribuidoras alegam que em abril já começarão a sentir os efeitos da redução do consumo e do aumento da inadimplência de consumidores. As empresas estão impedidas por um período de 90 dias de interromper o fornecimento de energia de clientes residenciais e serviços essenciais com contas em atraso.
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terça-feira, 7 de abril de 2020
Geradores levam ao MME preocupação com quebra de contratos no ACR
Em carta enviada na semana passada ao Ministério de Minas e Energia e à Agência Nacional de Energia Elétrica, 11 associações empresariais de geradores manifestaram preocupação com a possibilidade de quebra de contrato por parte das distribuidoras. A correspondência foi uma resposta a notificações enviadas em 31 de março por Light, Enel e Equatorial Energia, alertando os supridores para uma eventual necessidade de redução temporária da energia contratada por caso fortuito e motivo de força maior.
As distribuidoras alegam que a redução do consumo de energia elétrica e o aumento da inadimplência afetarão a receita durante a crise do coronavírus e criarão dificuldades para o cumprimento das obrigações financeiras dos contratos regulados.
Para Abeeólica, Abragel, Abraget, Apine, Cogen, Absolar, Abrage, Abrapch, Abiape, Abiogs e Única é primordial que o fluxo de recursos seja mantido e se evite transferir o problema para os demais elos da cadeia. “Os contratos assinados no ambiente regulado dão embasamento para os investidores fazerem frente aos financiamentos contratados”, alerta o presidente da Cogen, Newton Duarte, que representa o segmento de cogeração de energia elétrica.
Para Duarte, o descumprimento do contrato cria um problema sistêmico, que pode parar no Judiciário. Ele lembra que esse é o pior caminho, citando como exemplo o impasse criado pelo GSF na liquidação financeira do mercado de curto prazo.
A ação das distribuidoras deixou o mercado de geração em pânico, segundo o executivo, até porque as opções não são as melhores. “Se eu estou fornecendo 1 mi MWh e a distribuidora diz que pode pagar só 500, as alternativas que eu tenho é não gerar ou gerar 1 mil e liquidar 500 ao PLD. Só que, com o travamento do mercado [por causa do GSF], liquidando ao PLD eu não vou receber”, explica.
Os geradores participarão de reunião na Aneel nos próximos dias, quando pretendem cobrar uma solução da agência reguladora para o problema do segmento de distribuição. “Vamos ter uma conversa com a Aneel na quarta-feira para exatamente explicar que estamos numa sinuca de bico”, disse o executivo.
Paralisação
Outro assunto que preocupa o segmento de geração e foi incluído na carta ao MME e à Aneel são as restrições impostas por prefeituras e governos estaduais à continuidade das obras de implantação de usinas e também à operação e manutenção de projetos já concluídos. As proibições tem atingido especialmente usinas eólicas e solar fotovoltaicas com geração centralizada. Geradores temem que eventuais atrasos nas obras resultem em penalidades por descumprimento do cronograma e dos contratos de suprimento negociados em leilão.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53131686/geradores-levam-ao-mme-preocupacao-com-quebra-de-contratos-no-acr
As distribuidoras alegam que a redução do consumo de energia elétrica e o aumento da inadimplência afetarão a receita durante a crise do coronavírus e criarão dificuldades para o cumprimento das obrigações financeiras dos contratos regulados.
Para Abeeólica, Abragel, Abraget, Apine, Cogen, Absolar, Abrage, Abrapch, Abiape, Abiogs e Única é primordial que o fluxo de recursos seja mantido e se evite transferir o problema para os demais elos da cadeia. “Os contratos assinados no ambiente regulado dão embasamento para os investidores fazerem frente aos financiamentos contratados”, alerta o presidente da Cogen, Newton Duarte, que representa o segmento de cogeração de energia elétrica.
Para Duarte, o descumprimento do contrato cria um problema sistêmico, que pode parar no Judiciário. Ele lembra que esse é o pior caminho, citando como exemplo o impasse criado pelo GSF na liquidação financeira do mercado de curto prazo.
A ação das distribuidoras deixou o mercado de geração em pânico, segundo o executivo, até porque as opções não são as melhores. “Se eu estou fornecendo 1 mi MWh e a distribuidora diz que pode pagar só 500, as alternativas que eu tenho é não gerar ou gerar 1 mil e liquidar 500 ao PLD. Só que, com o travamento do mercado [por causa do GSF], liquidando ao PLD eu não vou receber”, explica.
Os geradores participarão de reunião na Aneel nos próximos dias, quando pretendem cobrar uma solução da agência reguladora para o problema do segmento de distribuição. “Vamos ter uma conversa com a Aneel na quarta-feira para exatamente explicar que estamos numa sinuca de bico”, disse o executivo.
Paralisação
Outro assunto que preocupa o segmento de geração e foi incluído na carta ao MME e à Aneel são as restrições impostas por prefeituras e governos estaduais à continuidade das obras de implantação de usinas e também à operação e manutenção de projetos já concluídos. As proibições tem atingido especialmente usinas eólicas e solar fotovoltaicas com geração centralizada. Geradores temem que eventuais atrasos nas obras resultem em penalidades por descumprimento do cronograma e dos contratos de suprimento negociados em leilão.
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segunda-feira, 6 de abril de 2020
Solução deve ser para todos, diz CCEE
Para o presidente do Conselho da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, Rui Altieri, a solução dos problemas causados no mercado pela pandemia de Covid-19 deverá ser global para o segmento, sem diferenciação ou individualismos. Em conferência com jornalistas realizada nesta sexta-feira, 3 de abril, ele elogiou a conta-ACR, criada em 2015 para cobrir o rombo no caixa das distribuidoras causado pela crise hidrológica e que foi gerida pela CCEE. Segundo Altieri, ela tem tudo para ser boa neste momento, embora tenha garantido que a participação da Câmara em uma nova edição da conta depende de outros órgãos do setor, como o Ministério de Minas e Energia e a Agência Nacional de Energia Elétrica. A conta-ACR foi encerrada em 2019.
Caso a solução decidida seja um financiamento de bancos, a CCEE deverá operacionalizar o empréstimo. “Se formos chamados para ser o veículo para operar uma eventual conta-ACR, vamos fazer com o mesmo empenho e competência e vamos ter bons resultados”, afirma. Ontem foi realizada reunião entre Caixa Econômica Federal, Banco do Brasil e BNDES, além da CCEE. Altieri confirmou a participação da câmara no encontro, mas disse apenas que está se buscando uma solução para a distribuidoras, sem confirmar se uma nova conta-ACR será criada. Ele também contou que a CCEE participa somente porque no passado viabilizou a operação da conta-ACR, mas que ela não influencia na construção da solução. Ele disse ainda que há um trabalho intenso do MME em prol de uma solução para as distribuidoras.
Altieri não acredita que a renegociação dos contratos nas liquidações seja problemática, pela dinâmica do próprio mercado. “Não acredito que vamos ter grandes problemas”, avisa. Ele revelou que renegociações ainda não chegaram formalmente na CCEE devido ao prazo, que só se esgota no próximo dia 13. Esse movimento deve começar logo, porque segundo ele, as renegociações estão sendo feitas agora e uma quantia razoável de contratos deverá ser alterada, mas com foco em abril, já que março teve 20 dias antes das mudanças provocadas. “O grande efeito será no mês de abril”, revela.
Segundo ele, deverá haver uma sobra de energia nos contratos, o que vai ensejar a revisão. Altieri lembrou que caso alguns mecanismos de segurança de mercado já estivessem em vigor, a situação seria mais confortável e que a área de monitoramento da CCEE está atenta.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53131460/solucao-deve-ser-para-todos-diz-ccee
Caso a solução decidida seja um financiamento de bancos, a CCEE deverá operacionalizar o empréstimo. “Se formos chamados para ser o veículo para operar uma eventual conta-ACR, vamos fazer com o mesmo empenho e competência e vamos ter bons resultados”, afirma. Ontem foi realizada reunião entre Caixa Econômica Federal, Banco do Brasil e BNDES, além da CCEE. Altieri confirmou a participação da câmara no encontro, mas disse apenas que está se buscando uma solução para a distribuidoras, sem confirmar se uma nova conta-ACR será criada. Ele também contou que a CCEE participa somente porque no passado viabilizou a operação da conta-ACR, mas que ela não influencia na construção da solução. Ele disse ainda que há um trabalho intenso do MME em prol de uma solução para as distribuidoras.
Altieri não acredita que a renegociação dos contratos nas liquidações seja problemática, pela dinâmica do próprio mercado. “Não acredito que vamos ter grandes problemas”, avisa. Ele revelou que renegociações ainda não chegaram formalmente na CCEE devido ao prazo, que só se esgota no próximo dia 13. Esse movimento deve começar logo, porque segundo ele, as renegociações estão sendo feitas agora e uma quantia razoável de contratos deverá ser alterada, mas com foco em abril, já que março teve 20 dias antes das mudanças provocadas. “O grande efeito será no mês de abril”, revela.
Segundo ele, deverá haver uma sobra de energia nos contratos, o que vai ensejar a revisão. Altieri lembrou que caso alguns mecanismos de segurança de mercado já estivessem em vigor, a situação seria mais confortável e que a área de monitoramento da CCEE está atenta.
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sexta-feira, 3 de abril de 2020
Armazenamento deve ser impactado pela pandemia
Um outro segmento que pode ser afetado pelas medidas de contenção de coronavírus é o de armazenamento de energia. De acordo com a consultoria Wood Mackenzie, caso as restrições continuem a complicar o movimento de mercadorias e pessoas até o segundo trimestre deste ano, o impacto no mercado poderá reduzir em 19% as implantações globais desses sistemas, resultado da desaceleração da economia. Contudo, a tendência no longo prazo é de crescimento contínuo.
As estimativas iniciais de Wood Mackenzie indicaram uma redução de 10% no fornecimento de baterias de íon-lítio, principalmente devido às medidas de restrição de trabalho da China. No total, globalmente, a previsão corresponde a uma redução de 3 GWh ao longo do ano. Mas, mesmo assim, 2020 registraria recorde, com 12,6 GWh de sistemas implantados.
Na análise da consultoria, uma recessão para 2020 parece iminente e, fora das restrições para a instalação, afirma que haverá uma pressão descendente adicional sobre a demanda, pois os consumidores gastam menos em itens de alto custo e luxo, como armazenamento residencial de energia.
Já no que se refere a projetos de grande escala, particularmente em mercados onde o armazenamento de energia é predominantemente uma atividade comercial, o apetite dos financiadores por esse tipo de ativo já está sendo reduzido. A análise aponta que as decisões finais de investimento do projeto serão ampliadas ainda mais quando as condições do mercado tornarem a relação risco-retorno dessa classe de ativos alcançarem um patamar mais confortável.
A empresa lembra que o mercado global de armazenamento de energia contraiu pela primeira vez no ano passado, passando de 6,2 GWh em 2018 para 5,3 GWh em 2019. Esse comportamento ocorreu devido a quedas de mercado na Coréia do Sul, China, Reino Unido e Canadá. E apesar da desaceleração nos principais mercados e da crise de coronavírus deste ano, o setor deve voltar a crescer em 2020.
A previsão da consultoria para o segmento nos próximos cinco anos é de crescimento devido às oportunidades apresentadas pela transição energética. A Wood Mackenzie espera que o mercado global cresça 13 vezes para 230 GWh até 2025. Além disso, o pote total de investimentos em armazenamento de energia deverá aumentar de US$ 18 bilhões em 2019 para US$ 100 bilhões em 2025.
No futuro, destacou a empresa, uma tendência para ficar de olho no pós-2020 é o armazenamento de energia híbrida. Um terço de todo o armazenamento implantado em 2019 fazia parte de um sistema com essa natureza.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53131162/armazenamento-deve-ser-impactado-pela-pandemia
As estimativas iniciais de Wood Mackenzie indicaram uma redução de 10% no fornecimento de baterias de íon-lítio, principalmente devido às medidas de restrição de trabalho da China. No total, globalmente, a previsão corresponde a uma redução de 3 GWh ao longo do ano. Mas, mesmo assim, 2020 registraria recorde, com 12,6 GWh de sistemas implantados.
Na análise da consultoria, uma recessão para 2020 parece iminente e, fora das restrições para a instalação, afirma que haverá uma pressão descendente adicional sobre a demanda, pois os consumidores gastam menos em itens de alto custo e luxo, como armazenamento residencial de energia.
Já no que se refere a projetos de grande escala, particularmente em mercados onde o armazenamento de energia é predominantemente uma atividade comercial, o apetite dos financiadores por esse tipo de ativo já está sendo reduzido. A análise aponta que as decisões finais de investimento do projeto serão ampliadas ainda mais quando as condições do mercado tornarem a relação risco-retorno dessa classe de ativos alcançarem um patamar mais confortável.
A empresa lembra que o mercado global de armazenamento de energia contraiu pela primeira vez no ano passado, passando de 6,2 GWh em 2018 para 5,3 GWh em 2019. Esse comportamento ocorreu devido a quedas de mercado na Coréia do Sul, China, Reino Unido e Canadá. E apesar da desaceleração nos principais mercados e da crise de coronavírus deste ano, o setor deve voltar a crescer em 2020.
A previsão da consultoria para o segmento nos próximos cinco anos é de crescimento devido às oportunidades apresentadas pela transição energética. A Wood Mackenzie espera que o mercado global cresça 13 vezes para 230 GWh até 2025. Além disso, o pote total de investimentos em armazenamento de energia deverá aumentar de US$ 18 bilhões em 2019 para US$ 100 bilhões em 2025.
No futuro, destacou a empresa, uma tendência para ficar de olho no pós-2020 é o armazenamento de energia híbrida. Um terço de todo o armazenamento implantado em 2019 fazia parte de um sistema com essa natureza.
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quinta-feira, 2 de abril de 2020
Modernização do setor vai avançar ajustada à conjuntura atual, diz MME
O Ministério de Minas e Energia divulgou nesta quarta-feira, 1° de abril, comunicado reafirmando o compromisso com o processo de modernização do setor, contudo, ajustado ao momento atual no qual o combate ao coronavírus se tornou o principal assunto do país. O MME informou que o Plano de Ação da Modernização terá ajustes considerando a sensibilidade quanto ao momento desafiador que enfrentam os agentes setoriais.
Isto propiciará que “os temas relevantes e estratégicos, com grande impacto sobre as regras setoriais e os investimentos, só sejam pautados para ampla discussão com o setor no momento em que a situação vivenciada” se normalize. O ministério reafirmouo valor que deposita na participação e no engajamento dos agentes na construção e implementação da reforma.
Com isso, o ministério ressaltou o compromisso pela implementação da Modernização, dando os encaminhamentos necessários para que esteja tudo pronto para a discussão na hora adequada para a retomada da participação dos agentes. O MME está desenvolvendo uma forma forma de divulgar o acompanhamento que a pasta tem feito da implementação das ações do plano de ação por meio do seu site, até para que os agentes possam visualizar melhor os trabalhos em curso.
“Tão logo este ambiente, no espaço dedicado à Modernização do Setor Elétrico no sítio eletrônico do MME, esteja disponível, será divulgado”, afirmou o ministério
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53131175/modernizacao-do-setor-vai-avancar-ajustada-a-conjuntura-atual-diz-mme
Isto propiciará que “os temas relevantes e estratégicos, com grande impacto sobre as regras setoriais e os investimentos, só sejam pautados para ampla discussão com o setor no momento em que a situação vivenciada” se normalize. O ministério reafirmouo valor que deposita na participação e no engajamento dos agentes na construção e implementação da reforma.
Com isso, o ministério ressaltou o compromisso pela implementação da Modernização, dando os encaminhamentos necessários para que esteja tudo pronto para a discussão na hora adequada para a retomada da participação dos agentes. O MME está desenvolvendo uma forma forma de divulgar o acompanhamento que a pasta tem feito da implementação das ações do plano de ação por meio do seu site, até para que os agentes possam visualizar melhor os trabalhos em curso.
“Tão logo este ambiente, no espaço dedicado à Modernização do Setor Elétrico no sítio eletrônico do MME, esteja disponível, será divulgado”, afirmou o ministério
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quarta-feira, 1 de abril de 2020
MME cria comitês para centralizar demandas do setor de energia
O Ministro de Minas e Energia (MME), Bento Albuquerque, assinou três portarias que criam comitês para articular as demandas dos setores de energia elétrica, de petróleo, gás natural e biocombustíveis e de mineração, e tratar dos impactos do novo coronavírus (covid-19) sobre a economia e a sociedade.
Os comitês têm o objetivo de coordenar e acompanhar as discussões e as medidas de enfrentamento aos desafios que o contexto atual tem imposto de forma excepcional aos setores da pasta, mantendo um diálogo permanente com todos durante este período de emergência.
Trata-se de iniciativa que vai centralizar no MME a gestão da crise nos setores energético e mineral, concentrando as tratativas com agentes, órgãos e entidades para a definição de ações de enfrentamento aos impactos da pandemia sobre estes setores, seus integrantes e usuários.
Os membros efetivos dos comitês, coordenados pelos Secretários da Secretaria de Energia Elétrica (SEE), da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (SPG) e da Secretaria de Geologia e Transformação Mineral (SGM), são servidores e autoridades da Pasta, e de suas reuniões poderão participar, enquanto convidados, agentes, representantes de entidades e especialistas. As atividades do Comitê terão caráter temporário, enquanto durar o estado de emergência para conter o coronavírus no Brasil.
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