O Brasil alcançou a marca de 3 GW de potência instalada em micro e minigeração distribuída de energia elétrica. Regulamentada em 2012, a modalidade triplicou nos últimos 12 meses. Em junho do ano passado, o país comemorava o primeiro gigawatts em geração distribuída. Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), existem 242,3 mil usinas em operação, beneficiando mais de 315 mil unidades consumidoras no país.
A modalidade permite que empresas e residências produzam sua própria eletricidade a partir de fontes renováveis (hidrelétrica, eólica e solar) ou cogeração qualificada (térmica). O excedente de geração é injetado na rede da distribuidora local e se torna um crédito financeiro para o proprietário do sistema. Com isso, o consumidor só paga a diferença entre o que foi consumido da rede da concessionária e o produzido.
“É um conquista significativa, levando em conta o momento crítico que o setor enfrenta com a crise da Covid-19 e o processo de revisão das normas que regulam a modalidade. O crescimento diante da adversidade demonstra a vontade que os brasileiros têm de gerar a própria energia de forma descentralizada e renovável. Confiamos na GD para construir um Brasil melhor”, disse Carlos Evangelista, presidente da Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD).
A tecnologia mais utilizada pelos consumidores brasileiros é a solar fotovoltaica, com 241,9 mil usinas e 2,82 GW de potência instalada. Em junho de 2019, esses números eram 82,6 mil e 0,87 GW, respectivamente
Em segundo lugar em potência instalada permanece a produção por centrais geradoras hidrelétricas (CGHs), com 107 usinas e 102,8 MW de potência. Há um ano eram 86 usinas e 81,3 MW de potência.
Segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), estima-se que geração solar distribuída já movimentou R$ 14,6 bilhões em investimentos desde que o primeiro sistema foi instalado no país em 2012. Apesar dos avanços, a entidade afirma que participação da tecnologia fotovoltaica ainda é muito pequena no Brasil em comparação com as economias mais desenvolvidas
Na comparação com outros países, o Brasil possui entre 10% a 20% das conexões existentes em nações como Austrália, China, EUA e Japão, que já ultrapassaram a marca de 2 milhões de sistemas solares fotovoltaicos, bem como da Alemanha, Índia, Reino Unido e outros, que já superaram a marca de 1 milhão.
O presidente do Conselho de Administração da Absolar, Ronaldo Koloszuk, disse que o sistema fotovoltaico é hoje um dos melhores investimentos para empresas e cidadãos, já que traz um retorno muito acima do oferecido no próprio mercado financeiro.
“Como o juro real no Brasil está mais baixo, os consumidores têm buscado alternativas de investimentos com retornos mais rápidos, como é o caso da energia solar”, explicou o executivo em nota à imprensa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53136170/geracao-distribuida-atinge-a-marca-de-3-gw-no-brasil
sexta-feira, 29 de maio de 2020
quinta-feira, 28 de maio de 2020
Mudança na carga deve reduzir preço da energia no longo prazo
O preço da energia elétrica no mercado livre também deverá ser afetado nos próximos anos, uma vez que houve uma mudança estrutural no comportamento da carga nacional após a crise provocada pelo Covid-19, disse a diretora da Brasil Comercializadora, Alessandra Zancopé, durante o webinar sobre cenários para o mercado de energia, promovido pela Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen) e pela União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica) nesta quarta-feira, 27 de maio.
A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) foi revisada para 65.886 MW médios em 2020 ante uma previsão inicial de 70.825 MW médios, de acordo a última versão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024). A próxima revisão será presentada em setembro.
Alessandra destacou que a previsão de carga atual é equivalente aos montantes de 2017, um atraso de crescimento de 4 anos. “Alterações estruturais na carga alteram o balanço demanda x oferta enxergado pelos modelos de otimização, impactando o preço por períodos mais longos”, disse. O preço de longo prazo, porém, depende de como será a retomada da atividade econômica.
Além da redução brusca do consumo de energia causa pelas medidas de isolamento social, o Brasil também vive uma situação hidroenergética favorável em 2020. Com exceção do submercado Sul, os demais reservatórios estão com níveis considerados confortáveis.
Segundo a diretora, o submercado Sudeste/Centro-Oeste está com o melhor armazenamento dos últimos 6 anos. A região – que concentra 70% do armazenamento de eletricidade país – está com 55,05% de capacidade, de acordo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS) em 26 de maio.
A melhora nas afluências já havia provocado uma redução nos preços da energia no mercado livre em fevereiro. Em abril, com a mudança na expectativa de carga, o preço despencou entre 40% e 60%, disse a especialista da Brasil Comercializadora.
O preço da energia convencional Sudeste (2ºSem 2020) caiu de R$ 250/MWh para R$ 120/MWh, podendo ficar abaixo dos R$ 100/MWh se as afluências no período seco ficarem dentro da média histórica. Ricardo Brunet, gerente de Energisa Comercializadora, disse que os cenários de preços apontam para energia convencional Sudeste próxima de R$ 101/MWh também em 2021.
Entre 2020 e 2024, o país conviverá com uma sobra estrutural de energia acima de 15 GW. No entanto, 62% dessa oferta está nas regiões Norte e Nordeste, um desafio para a expansão do sistema de transmissão.
Os órgãos responsáveis pelo planejamento do setor elétrico trabalham agora com uma retração do Produto Interno Bruto (PIB) de -5% em 2020, ante uma expectativa de crescimento de 2,3% antes do Covid-19. Porém, a recessão pode ser ainda maior, segundo a Energisa, que estimativa uma queda no PIB de -7% neste ano, enquanto o último boletim Focus fala em queda de -5,9%.
“Enxergamos indícios representativos de um longo período de recessão econômica no Brasil”, disse Brunet, que também participou do webinar.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53136074/mudanca-na-carga-deve-reduzir-preco-da-energia-no-longo-prazo
A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) foi revisada para 65.886 MW médios em 2020 ante uma previsão inicial de 70.825 MW médios, de acordo a última versão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024). A próxima revisão será presentada em setembro.
Alessandra destacou que a previsão de carga atual é equivalente aos montantes de 2017, um atraso de crescimento de 4 anos. “Alterações estruturais na carga alteram o balanço demanda x oferta enxergado pelos modelos de otimização, impactando o preço por períodos mais longos”, disse. O preço de longo prazo, porém, depende de como será a retomada da atividade econômica.
Além da redução brusca do consumo de energia causa pelas medidas de isolamento social, o Brasil também vive uma situação hidroenergética favorável em 2020. Com exceção do submercado Sul, os demais reservatórios estão com níveis considerados confortáveis.
Segundo a diretora, o submercado Sudeste/Centro-Oeste está com o melhor armazenamento dos últimos 6 anos. A região – que concentra 70% do armazenamento de eletricidade país – está com 55,05% de capacidade, de acordo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS) em 26 de maio.
A melhora nas afluências já havia provocado uma redução nos preços da energia no mercado livre em fevereiro. Em abril, com a mudança na expectativa de carga, o preço despencou entre 40% e 60%, disse a especialista da Brasil Comercializadora.
O preço da energia convencional Sudeste (2ºSem 2020) caiu de R$ 250/MWh para R$ 120/MWh, podendo ficar abaixo dos R$ 100/MWh se as afluências no período seco ficarem dentro da média histórica. Ricardo Brunet, gerente de Energisa Comercializadora, disse que os cenários de preços apontam para energia convencional Sudeste próxima de R$ 101/MWh também em 2021.
Entre 2020 e 2024, o país conviverá com uma sobra estrutural de energia acima de 15 GW. No entanto, 62% dessa oferta está nas regiões Norte e Nordeste, um desafio para a expansão do sistema de transmissão.
Os órgãos responsáveis pelo planejamento do setor elétrico trabalham agora com uma retração do Produto Interno Bruto (PIB) de -5% em 2020, ante uma expectativa de crescimento de 2,3% antes do Covid-19. Porém, a recessão pode ser ainda maior, segundo a Energisa, que estimativa uma queda no PIB de -7% neste ano, enquanto o último boletim Focus fala em queda de -5,9%.
“Enxergamos indícios representativos de um longo período de recessão econômica no Brasil”, disse Brunet, que também participou do webinar.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53136074/mudanca-na-carga-deve-reduzir-preco-da-energia-no-longo-prazo
quarta-feira, 27 de maio de 2020
Carga é revisada para 65.866 MW médios em 2020
A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) está estimada em 65.886 MW médios para 2020 – 1.383 MW médios menor do que o previsto na 1º revisão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024), divulgada no final de abril com vigência a partir de maio de 2020.
Em função do agravamento da pandemia do Covid-19, as perspectivas para a economia brasileira pioraram e o Produto Interno Bruto (PIB) sinaliza para uma retração de 5% neste ano.
A revisão extraordinária do PEN foi um pedido conjunto do Operador Nacional do Sistema, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A revisão foi autorizada pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em reunião pública realizada nesta terça-feira, 26 de maio.
A redução de carga verificada em 2020 também se propagará pelos próximos quatro anos, atingindo montantes da ordem de 1.500 MW médios em 2024 (‐1,9%). A nova expectativa de carga será implementada pelo ONS no Programa Mensal de Operação (PMO) de julho de 2020.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135958/carga-e-revisada-para-65-866-mw-medios-em-2020
Em função do agravamento da pandemia do Covid-19, as perspectivas para a economia brasileira pioraram e o Produto Interno Bruto (PIB) sinaliza para uma retração de 5% neste ano.
A revisão extraordinária do PEN foi um pedido conjunto do Operador Nacional do Sistema, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A revisão foi autorizada pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em reunião pública realizada nesta terça-feira, 26 de maio.
A redução de carga verificada em 2020 também se propagará pelos próximos quatro anos, atingindo montantes da ordem de 1.500 MW médios em 2024 (‐1,9%). A nova expectativa de carga será implementada pelo ONS no Programa Mensal de Operação (PMO) de julho de 2020.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135958/carga-e-revisada-para-65-866-mw-medios-em-2020
terça-feira, 26 de maio de 2020
Estudo aponta potencial eólico superior a 7 TW ao longo da costa
Estudo recente da Universidade Federal de Santa Catarina sobre o potencial eólico offshore do Brasil mostra que o recurso existente entre 0 e 100 metros de profundidade é de 1,3 TW. Considerando a Zona Econômica Exclusiva, que abrange 200 milhas mar adentro a partir da costa, o valor sobe para 7,2 TW de potência instalada.
O trabalho realizado pelo professor e pesquisador Felipe Pimenta utiliza um método de extrapolação vertical que leva em consideração a estabilidade da atmosfera dos locais estudados e usa uma base de dados mais extensa, que vai de 1987 a 2014. O resultado é mais conservador que o método tradicional (Lei Logarítimica), com magnitudes 20% menores que a de estimativas que consideram condições de atmosfera neutra, mas com a vantagem de ter maior precisão.
Pelo método tradicional, o potencial calculado chega a 9,3 TW. Há, no entanto redução de cerca de 20% quando se considera a instabilidade atmosférica. Estimativa da Empresa de Pesquisa Energética, sem a extrapolação vertical, dá um resultado de 10 TW.
O mapeamento é a continuação de trabalho iniciado pelo pesquisador em 2008, durante doutorado nos Estados Unidos. Ele apresenta resultados em função da estação do ano e da produtividade da turbina por distância da costa e ao longo da costa, mas sugere a necessidade de medições por um ou dois anos para a validação dos dados apurados.
O levantamento foi feito ao longo de toda a costa brasileira, do Amapá ao Rio Grande do Sul, e aponta o que Pimenta chama de hot spots, que são locais onde com grande potencial de exploração econômica. Esses pontos estão localizados nos estados do estados do Amapá e do Pará, na Região Norte; no Maranhão, Piauí, Ceará e Rio Grande do Norte, no Nordeste; Espírito Santo e Rio de Janeiro, no Sudeste; Santa Catarina e Rio Grande do Sul, na Região Sul.
Há recursos eólicos da ordem de 725 GW em águas mais rasas, entre 0-35m; e de 980 GW entre 0-50 m. Essas profundidades são encontradas no Norte e no Nordeste, onde a exploração pode ser feita mais próxima à costa. Recursos significativos também são encontrados no sul para águas mais profundas, onde os ventos são mais intensos quanto maior a distância do continente. O trabalho identifica instabilidades atmosféricas no Norte, Nordeste e Sudeste (à exceção da região de Cabo Frio, no Rio de Janeiro) e estabilidade no Sul.
Um aspecto interessante já identificado em mapeamentos anteriores é a complementariedade sazonal significativa entre a costa norte e nordeste do país. Enquanto a potência dos ventos é maior na costa do PA e AP no verão (janeiro), no inverno a situação muda, quando ela se intensifica na costa do PI,CE e RN. “Essa complementariedade sazonal pode ser usada de maneira eficiente, onde as turbinas estiverem interligadas através da rede de transmissão”, explica o pesquisador, que chama o movimento de “gangorra do corredor nordeste.”
Pimenta afirma que o resultado apurado serve não apenas para atrair investimento, mas também para planejar incentivos a regiões que não estão tendo ainda propostas de usinas offshore. Ele dá como exemplo o Amapá e o Pará.
Um das surpresas da pesquisa foi a constatação de que embora no Nordeste os ventos sejam mais abundantes, nos dois estados do Norte os recursos são mais maiores, por causa da extensão da plataforma continental. “São centenas de quilômetros de largura, enquanto no Nordeste os recursos estão confinados a um espaço menor, porque a plataforma continental é estreita.”
Em janeiro do ano passado existiam seis projetos de fazendas eólicas offshore em licenciamento ambiental pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, para obtenção da licença prévia, incluindo um projeto da Petrobras. Segundo o roadmap da EPE, “o licenciamento ambiental de projetos eólicos offshore deve incluir também a linha de transmissão que fará o escoamento da energia gerada por esses projetos até um ponto de conexão ao Sistema Interligado Nacional.”
Medição
A pesquisa desenvolvida na UFSC, por meio do Projeto MovLidar (4068201314), tem o apoio financeiro do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq). A universidade obteve recursos para a compra de um equipamento de medição chamado Lidar, que custa em torno de R$ 550 mil, e foi instalado em um pier costeiro ao sul de Santa Catarina, onde funciona há mais de três anos.
A pesquisa desenvolvida na UFSC, por meio do Projeto MovLidar (4068201314), tem o apoio financeiro do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq). A universidade obteve recursos para a compra de um equipamento de medição chamado Lidar, que custa em torno de R$ 550 mil, e foi instalado em um pier costeiro ao sul de Santa Catarina, onde funciona há mais de três anos.
O custo é elevado, mais ainda assim muito mais barato que o de instalação de torres de medição meteorológica, afirma Pimenta. Para o pesquisador, a melhor maneira de fazer um mapeamento amplo do potencial ao longo da costa, com campanhas de medição de vento, seria a instalação de uns dez equipamentos desse tipo. O investimento custaria de R$ 5 milhões a R$ 10 milhões e poderia ser financiado pela iniciativa privada.
segunda-feira, 25 de maio de 2020
Casa dos Ventos fecha venda de energia à Tivit e avança em projeto eólico de R$2,4 bi
A desenvolvedora de projetos de geração renovável Casa dos Ventos
fechou um contrato privado de longo prazo para venda de energia à
empresa de tecnologia Tivit, em negócio que ajuda a tirar do papel um
complexo eólico no Rio Grande do Norte orçado em 2,4 bilhões de reais.
As obras da usina que atenderá o contrato começaram em abril, e a Casa dos Ventos espera assinar nas próximas semanas os últimos acordos envolvendo a produção futura da primeira fase do empreendimento, para o qual já tem planos de expansão, disse à Reuters o diretor de Novos Negócios da empresa, Lucas Araripe.
Transações envolvendo contratos privados de energia renovável no chamado mercado livre de eletricidade, no qual grandes consumidores como indústrias negociam diretamente seu suprimento, têm se tornado tendência no mundo e no Brasil, em meio à busca de empresas por investimentos em sustentabilidade e à constante queda dos custos de energia eólica e solar.
Esses negócios, no entanto, devem enfrentar alguns desafios neste ano devido à pandemia de coronavírus, que tem reduzido significativamente a demanda por eletricidade, principalmente no mercado livre, onde operam clientes industriais e comerciais, afetados por medidas de isolamento adotadas contra a disseminação da doença.
"Para essa primeira fase do parque, são negociações que já vêm desde o ano passado, que já estavam bem avançadas e estamos concluindo. Para o futuro, vamos sentir um pouco mais agora... mas a gente vê isso como um problema conjuntural", disse Araripe.
"A perspectiva é que a energia eólica continue sendo atraente", acrescentou ele, ao apontar que os contratos finais de venda da produção da primeira etapa do parque eólico devem ser assinados nas próximas semanas.
A usina Rio do Vento terá 504 megawatts em capacidade, sendo que o comissionamento das máquinas está previsto para o segundo semestre de 2021.
O fornecimento aos clientes que compraram energia do parque começará a partir de 2022.
A Tivit fechou um contrato de mais de 10 anos para atender a demanda de seus 30 escritórios e data centers no Brasil, disse Araripe, sem mencionar valores da transação.
Antes, a Casa dos Ventos já havia assinado contrato também com a Vulcabras Azaleia, no valor de 150 milhões de reais, que prevê fornecimento de 7 megawatts por 13 anos.
A operação com a Tivit prevê a possibilidade de a empresa exercer opção de compra de uma fatia no parque eólico após a conclusão das obras. Nesse caso, a companhia passaria ser considerada "autoprodutora" de energia, o que reduziria seus custos com encargos, de acordo com a regulação.
"Acreditamos que essa é uma maneira de dar acesso a energia eólica barata para os clientes, os grandes e agora os de médio porte", disse Araripe.
Ele afirmou que cerca de 65% dos recursos para a construção do parque eólico no Rio Grande do Norte serão assegurados junto ao Banco do Nordeste (BNB) e ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A usina usará máquinas da dinamarquesa Vestas.
Antes, em janeiro do ano passado, a Casa dos Ventos havia fechado um acordo semelhante envolvendo energia limpa e um parque eólico também com a mineradora Vale. Pela transação, a Vale comprou a produção futura da usina Folha Larga Sul e terá ainda a opção de adquirir o controle do projeto.
SEGUNDA FASE
A Casa dos Ventos prevê começar agora negociações de contratos que poderiam dobrar a capacidade do complexo no Rio Grande do Norte, para 1 gigawatt, disse o diretor de Novos Negócios.
Esses acordos para uma segunda fase do empreendimento devem prever a entrega da energia a partir de 2022 ou 2023, o que ajudará a reduzir riscos relacionados ao coronavírus, acrescentou Araripe.
"Estamos falando em um horizonte de daqui a três anos, e são contratos de longo prazo. A gente imagina que deve ter adesão", afirmou o executivo, destacando que a empresa ainda não sofreu impactos relevantes de pedidos de renegociação de contratos já fechados anteriormente.
"Escolhemos contrapartes fortes. E nos contratos temos instrumentos, garantias, seja fiança, seja corporativa, que nos protegem... até agora não temos visto essa motivação das empresas para alterações relevantes de cláusulas", disse.
Em meio à forte queda de consumo industrial e comercial devido ao agravamento da pandemia de Covid-19 no Brasil, diversas comercializadoras de energia têm relatado pedidos de clientes para renegociar ou reduzir contratos.
Essas renegociações devem gerar impactos de cerca de 5 bilhões de reais para empresas de comercialização em 2020, segundo projeção da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel).
Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2020/05/21/casa-dos-ventos-fecha-venda-de-energia-a-tivit-e-avanca-em-projeto-eolico-de-r24-bi.htm
As obras da usina que atenderá o contrato começaram em abril, e a Casa dos Ventos espera assinar nas próximas semanas os últimos acordos envolvendo a produção futura da primeira fase do empreendimento, para o qual já tem planos de expansão, disse à Reuters o diretor de Novos Negócios da empresa, Lucas Araripe.
Transações envolvendo contratos privados de energia renovável no chamado mercado livre de eletricidade, no qual grandes consumidores como indústrias negociam diretamente seu suprimento, têm se tornado tendência no mundo e no Brasil, em meio à busca de empresas por investimentos em sustentabilidade e à constante queda dos custos de energia eólica e solar.
Esses negócios, no entanto, devem enfrentar alguns desafios neste ano devido à pandemia de coronavírus, que tem reduzido significativamente a demanda por eletricidade, principalmente no mercado livre, onde operam clientes industriais e comerciais, afetados por medidas de isolamento adotadas contra a disseminação da doença.
"Para essa primeira fase do parque, são negociações que já vêm desde o ano passado, que já estavam bem avançadas e estamos concluindo. Para o futuro, vamos sentir um pouco mais agora... mas a gente vê isso como um problema conjuntural", disse Araripe.
"A perspectiva é que a energia eólica continue sendo atraente", acrescentou ele, ao apontar que os contratos finais de venda da produção da primeira etapa do parque eólico devem ser assinados nas próximas semanas.
A usina Rio do Vento terá 504 megawatts em capacidade, sendo que o comissionamento das máquinas está previsto para o segundo semestre de 2021.
O fornecimento aos clientes que compraram energia do parque começará a partir de 2022.
A Tivit fechou um contrato de mais de 10 anos para atender a demanda de seus 30 escritórios e data centers no Brasil, disse Araripe, sem mencionar valores da transação.
Antes, a Casa dos Ventos já havia assinado contrato também com a Vulcabras Azaleia, no valor de 150 milhões de reais, que prevê fornecimento de 7 megawatts por 13 anos.
A operação com a Tivit prevê a possibilidade de a empresa exercer opção de compra de uma fatia no parque eólico após a conclusão das obras. Nesse caso, a companhia passaria ser considerada "autoprodutora" de energia, o que reduziria seus custos com encargos, de acordo com a regulação.
"Acreditamos que essa é uma maneira de dar acesso a energia eólica barata para os clientes, os grandes e agora os de médio porte", disse Araripe.
Ele afirmou que cerca de 65% dos recursos para a construção do parque eólico no Rio Grande do Norte serão assegurados junto ao Banco do Nordeste (BNB) e ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A usina usará máquinas da dinamarquesa Vestas.
Antes, em janeiro do ano passado, a Casa dos Ventos havia fechado um acordo semelhante envolvendo energia limpa e um parque eólico também com a mineradora Vale. Pela transação, a Vale comprou a produção futura da usina Folha Larga Sul e terá ainda a opção de adquirir o controle do projeto.
SEGUNDA FASE
A Casa dos Ventos prevê começar agora negociações de contratos que poderiam dobrar a capacidade do complexo no Rio Grande do Norte, para 1 gigawatt, disse o diretor de Novos Negócios.
Esses acordos para uma segunda fase do empreendimento devem prever a entrega da energia a partir de 2022 ou 2023, o que ajudará a reduzir riscos relacionados ao coronavírus, acrescentou Araripe.
"Estamos falando em um horizonte de daqui a três anos, e são contratos de longo prazo. A gente imagina que deve ter adesão", afirmou o executivo, destacando que a empresa ainda não sofreu impactos relevantes de pedidos de renegociação de contratos já fechados anteriormente.
"Escolhemos contrapartes fortes. E nos contratos temos instrumentos, garantias, seja fiança, seja corporativa, que nos protegem... até agora não temos visto essa motivação das empresas para alterações relevantes de cláusulas", disse.
Em meio à forte queda de consumo industrial e comercial devido ao agravamento da pandemia de Covid-19 no Brasil, diversas comercializadoras de energia têm relatado pedidos de clientes para renegociar ou reduzir contratos.
Essas renegociações devem gerar impactos de cerca de 5 bilhões de reais para empresas de comercialização em 2020, segundo projeção da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel).
Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2020/05/21/casa-dos-ventos-fecha-venda-de-energia-a-tivit-e-avanca-em-projeto-eolico-de-r24-bi.htm
sexta-feira, 22 de maio de 2020
Preço da energia no ACL deve incentivar migração de consumidores
A redução de consumo de energia no mercado é um dos efeitos mais visíveis que se tem no setor elétrico. Segundo os dados mais recentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, a redução está na casa de 15% no SIN, sendo de 14% no ACR e de 19% no ACL. Com isso, somado ao nível de reservatórios do país, a tendência é de que o preço da energia no mercado livre fique em patamares mais baixos para 2020 e em 2021. Na avaliação de especialistas e agentes, essa pode ser uma boa oportunidade de migração e até mesmo de fechar novos contratos no mais longo prazo.
De acordo com Patrick Hansen, sócio da Dcide, o impacto na curva forward de preços foi forte. Os contratos, lembrou ele, saíram de um patamar de R$ 200/MWh no início do ano para algo como R$ 143/MWh agora em maio. Esses valores representam uma queda de quase 30%, índice que ele classificou como expressivo quando se pensa que em janeiro o PLD estava pressionado.
“Interpreto que temos a perspectiva de melhoria nas condições de armazenamento para o início de 2021, será melhor do que nos dois últimos anos com essa redução do consumo de 2020. Isso gera expectativa de preços de energia para o período de 2021 a 2024 impactados, claro que não na mesma medida. Em 2022 os preços estão acima de 2021 porque no longo prazo temos menos volatilidade”, acrescentou ele em sua participação no 5º webinar da edição especial do Agenda Setorial 2020, realizado pelo Grupo CanalEnergia-Informa Markets via internet em decorrência da pandemia de covid-19.
Hansen relatou que os valores para depois de 2022 estão mais elevados, mas mesmo assim, as variações estão em uma faixa de R$ 5 a R$ 10, uma diferença que ainda é significativa quando se pensa em contratos para daqui a três ou quatro anos. A dúvida sobre o potencial de queda, continuou ele, está quanto à situação do submercado Sul que está passando pelo pior ano do histórico de 90 anos em termos de afluências.
“Acho que este é um bom cenário para o consumidor, um bom momento para se contratar no longo prazo”, definiu ele. “Esse período de crise que estamos passando é ruim para todos, mas há oportunidades e uma dessas é a de que o consumidor pode encontrar preços competitivos de energia”, avaliou ele.
Essa análise é dividida pelo diretor da Ampere Consultoria, Bruno Soares. O executivo acrescentou ainda que não estamos livres de novas revisões extraordinárias. Ele destacou a incerteza acerca da duração da crise e da extensão. Até porque começa a se falar em bloqueios mais rígidos em cidades como São Paulo e Rio de Janeiro, que podem comprometer ainda mais o consumo de energia.
“Se chegarmos a um ponto de grandes centros comerciais decretarem o lockdown, um novo cenário precisará ser traçado e com impacto importante nesse sentido de previsão de carga”, ressaltou o executivo.
Essa perspectiva, inclusive, não parece estar afastada uma vez que a situação não parece estar melhorando. A pandemia, lembrou, está invadindo o interior do país com mais amplitude e, por isso, a situação não permite ter uma previsão certeira sobre os desdobramentos nas próximas semanas. Soares relatou ainda que a sobreoferta tem levado a efeitos nos preços no longo prazo, corroborando o que disse Hansen. “A situação no Sul do país é o fator de resistência que tem feito com que o preço não caia ainda mais”, apontou. Em sua análise essa situação de valores mais baixos deve gerar um incentivo para uma maior migração ao mercado livre.
Ainda na semana passada, no 4º webinário do Agenda Setorial 2020, essa análise foi feita por quem está diretamente ligado a negociações no ACL. O presidente da BC Energia, Alessandro de Brito Cunha, destacou que sempre é momento para essa mudança. E a questão se torna mais favorável para a migração em decorrência das perspectivas de impacto tarifário que se vislumbra nos próximos anos.
O sócio da Delta Energia, Ricardo Lisboa, reforçou que este também é o momento de recontratar energia no ACL. Apesar de indústrias e grandes consumidores em geral estarem com uma demanda mais reduzida no momento, os preços da energia no ACL estão mais baixos e, por isso, seria uma boa estratégia buscar acordos para o longo prazo, garantindo um preço mais baixo. “Cada um deve ter a sua estratégia nessa hora, é uma questão de caso a caso de acordo com a necessidade individual”, ressaltou.
Andrew Strofer, CEO da América Energia, lembra que os preços com a conta covid devem apresentar um impacto para o ACR. Mesmo com a taxa Selic ao menor nível da história do Brasil temos outros efeitos na tarifa que é decorrente da energia de Itaipu, em dólar. E ainda, do custo dos combustíveis, que formam a maior parcela da CDE. O que ajudaria a elevar os custos aos consumidores no mercado regulado, reforçando essa tendência de ampliação das diferenças entre os dois ambientes de contratação.
Leia mais em:
https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135526/preco-da-energia-no-acl-deve-incentivar-migracao-de-consumidores
De acordo com Patrick Hansen, sócio da Dcide, o impacto na curva forward de preços foi forte. Os contratos, lembrou ele, saíram de um patamar de R$ 200/MWh no início do ano para algo como R$ 143/MWh agora em maio. Esses valores representam uma queda de quase 30%, índice que ele classificou como expressivo quando se pensa que em janeiro o PLD estava pressionado.
“Interpreto que temos a perspectiva de melhoria nas condições de armazenamento para o início de 2021, será melhor do que nos dois últimos anos com essa redução do consumo de 2020. Isso gera expectativa de preços de energia para o período de 2021 a 2024 impactados, claro que não na mesma medida. Em 2022 os preços estão acima de 2021 porque no longo prazo temos menos volatilidade”, acrescentou ele em sua participação no 5º webinar da edição especial do Agenda Setorial 2020, realizado pelo Grupo CanalEnergia-Informa Markets via internet em decorrência da pandemia de covid-19.
Hansen relatou que os valores para depois de 2022 estão mais elevados, mas mesmo assim, as variações estão em uma faixa de R$ 5 a R$ 10, uma diferença que ainda é significativa quando se pensa em contratos para daqui a três ou quatro anos. A dúvida sobre o potencial de queda, continuou ele, está quanto à situação do submercado Sul que está passando pelo pior ano do histórico de 90 anos em termos de afluências.
“Acho que este é um bom cenário para o consumidor, um bom momento para se contratar no longo prazo”, definiu ele. “Esse período de crise que estamos passando é ruim para todos, mas há oportunidades e uma dessas é a de que o consumidor pode encontrar preços competitivos de energia”, avaliou ele.
Essa análise é dividida pelo diretor da Ampere Consultoria, Bruno Soares. O executivo acrescentou ainda que não estamos livres de novas revisões extraordinárias. Ele destacou a incerteza acerca da duração da crise e da extensão. Até porque começa a se falar em bloqueios mais rígidos em cidades como São Paulo e Rio de Janeiro, que podem comprometer ainda mais o consumo de energia.
“Se chegarmos a um ponto de grandes centros comerciais decretarem o lockdown, um novo cenário precisará ser traçado e com impacto importante nesse sentido de previsão de carga”, ressaltou o executivo.
Essa perspectiva, inclusive, não parece estar afastada uma vez que a situação não parece estar melhorando. A pandemia, lembrou, está invadindo o interior do país com mais amplitude e, por isso, a situação não permite ter uma previsão certeira sobre os desdobramentos nas próximas semanas. Soares relatou ainda que a sobreoferta tem levado a efeitos nos preços no longo prazo, corroborando o que disse Hansen. “A situação no Sul do país é o fator de resistência que tem feito com que o preço não caia ainda mais”, apontou. Em sua análise essa situação de valores mais baixos deve gerar um incentivo para uma maior migração ao mercado livre.
Ainda na semana passada, no 4º webinário do Agenda Setorial 2020, essa análise foi feita por quem está diretamente ligado a negociações no ACL. O presidente da BC Energia, Alessandro de Brito Cunha, destacou que sempre é momento para essa mudança. E a questão se torna mais favorável para a migração em decorrência das perspectivas de impacto tarifário que se vislumbra nos próximos anos.
O sócio da Delta Energia, Ricardo Lisboa, reforçou que este também é o momento de recontratar energia no ACL. Apesar de indústrias e grandes consumidores em geral estarem com uma demanda mais reduzida no momento, os preços da energia no ACL estão mais baixos e, por isso, seria uma boa estratégia buscar acordos para o longo prazo, garantindo um preço mais baixo. “Cada um deve ter a sua estratégia nessa hora, é uma questão de caso a caso de acordo com a necessidade individual”, ressaltou.
Andrew Strofer, CEO da América Energia, lembra que os preços com a conta covid devem apresentar um impacto para o ACR. Mesmo com a taxa Selic ao menor nível da história do Brasil temos outros efeitos na tarifa que é decorrente da energia de Itaipu, em dólar. E ainda, do custo dos combustíveis, que formam a maior parcela da CDE. O que ajudaria a elevar os custos aos consumidores no mercado regulado, reforçando essa tendência de ampliação das diferenças entre os dois ambientes de contratação.
Leia mais em:
https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135526/preco-da-energia-no-acl-deve-incentivar-migracao-de-consumidores
quinta-feira, 21 de maio de 2020
Mercado livre já calcula prejuízo de R$ 5 bi com redução no consumo
Um calculo inicial dos comercializadores estimava que se a queda no consumo de energia no mercado livre fosse de 10%, em razão da pandemia do coronavírus, o prejuízo ficaria na faixa de R$ 200 milhões por mês. Os impactos se mostraram muito mais severos, e agora, com a redução da demanda em quase 20%, o cálculo do prejuízo chega a R$ 5 bilhões, se for considerado o impacto para todo o ano de 2020. O número já tinha sido apontado na semana passada pelo repórter Mauricio Godoi.
“As empresas, com muita dificuldade no mercado livre, estão suportando esse prejuízo, respeitando os contratos com os consumidores, em uma posição bastante desfavorável”, afirma o presidente executivo da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, Reginaldo Medeiros.
A dificuldade é resultado de uma situação que nunca foi pensada pelos agentes econômicos, que é todos os consumidores reduzirem o consumo simultaneamente, usando ao mesmo tempo todas as cláusulas contratuais de flexibilidade. “O mercado , quando ganha flexibilidade, ganha nos dois sentidos. Ora os consumidores consomem mais do que o contratado, ora consomem menos. Agora, essa situação de todos ao mesmo tempo exercerem uma flexibilidade menor, ninguém prevê esse risco”, explica o executivo.
A solução para a mesma crise que impacta o ambiente de livre de comercialização segue outro caminho no mercado regulado, que inclui a contratação de um novo socorro via empréstimo bancário às distribuidoras. Para Medeiros, o decreto que regulamentou a criação da chamada Conta Covid – uma nova versão da Conta ACR – vai no sentido correto de equacionar o problema de caixa das distribuidoras.
Continua sendo importante, no entanto, tratar de forma estrutural o mecanismo de contratação de energia no mercado regulado, para evitar crises que já tornaram recorrentes. “O que precisa é continuar a reforma do setor, para resolver esse problema estrutural do mecanismo de contratação das distribuidoras, que hora deixa as empresas subcontratadas, como foi em 2014, ora deixa supercontratadas, com aconteceu agora.”
O efeito da crise é conjuntural e tende a desaparecer com a melhora do cenário, mas uma característica do modelo, que sempre precisa de uma solução emergencial quando o cenário é desfavorável, permanece. A chamada modernização do setor elétrico está há discussão há cinco anos no setor, mas há muita resistência no mercado para ajustar o modelo comercial, afirma Medeiros.
O executivo está otimista em relação à capacidade do setor de sair da crise “com uma perspectiva positiva de respeito aos contratos, para atrair investimentos no momento em que a economia voltar a crescer.” Ele volta a destacar que, para isso, é importante agora que todos possam se concentrar na importância de promover mudanças estruturais. Com perspectiva de migração para o mercado livre bem menor do que em 2014, já que praticamente todos os consumidores elegíveis já migraram, afirma, é preciso então dar prosseguimento à mudança do modelo.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135469/mercado-livre-ja-calcula-prejuizo-de-r-5-bi-com-reducao-no-consumo
quarta-feira, 20 de maio de 2020
CCEE repassa R$ 538 milhões a distribuidoras para mitigar impactos da pandemia
Com a redução do consumo de energia elétrica, a receita das distribuidoras de energia foi impactada. Para auxiliar o caixa das empresas e mitigar os impactos financeiros ao consumidor, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica repassou nesta terça-feira, 19 de maio, cerca de R$ 538 milhões da Conta de Desenvolvimento Energético, conforme Medida Provisória nº 950/2020 e Despacho Aneel nº 1.343/2020. O valor repassado para as distribuidoras é composto por R$ 316,4 milhões disponibilizados pelo Tesouro Nacional e outros R$ 221,7 milhões antecipados da competência de abril dos repasses da CDE.
Na semana passada, a CCEE já havia operacionalizado o repasse do valor de R$ 207 milhões do fundo de reserva para alívio futuro de encargos. A ação foi autorizada pelo Despacho Aneel nº 986, publicado em 8 de abril de 2020 e visa reforçar a liquidez do setor elétrico em meio ao cenário de pandemia do Covid-19. As distribuidoras receberam R$ 150,9 milhões, o mesmo que 73%. Para os agentes detentores de consumo do mercado livre foram destinados R$ 56,4 milhões, os 27% restantes.
De acordo com Rui Altieri, presidente do Conselho de Administração da CCEE, as instituições do setor estão procurando alternativas para mitigar o impacto ao consumidor e manter a liquidez do mercado. Segundo ele, o repasse dos valores pela CCEE faz parte do pacote de soluções de auxílio às distribuidoras. Desde o início do pacote de apoio aos consumidores de energia elétrica, a CCEE repassou R$ 2,7 bilhões, o que tem contribuído para manter a adimplência das empresas nas operações. Na última segunda-feira, 18, por exemplo, foi realizada a liquidação financeira de cotas nuclear referente a abril, registrando 100% de adimplência por parte das distribuidoras. Nesta operação, 46 distribuidoras pagaram R$ 319,7 milhões referentes à energia produzida pelas usinas de Angra I e II.
Na liquidação de cotas de garantia física, realizada hoje, as 46 distribuidoras também tiveram 100% de adimplência, contabilizando R$ 813 milhões. A operação efetiva o pagamento para as geradoras envolvidas neste regime definido pelo governo em 2013 – são as hidrelétricas cuja concessão foi renovada ou expirada e que são alcançadas pela Lei 12.783/13.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135294/ccee-repassa-r-538-milhoes-a-distribuidoras-para-mitigar-impactos-da-pandemia
Na semana passada, a CCEE já havia operacionalizado o repasse do valor de R$ 207 milhões do fundo de reserva para alívio futuro de encargos. A ação foi autorizada pelo Despacho Aneel nº 986, publicado em 8 de abril de 2020 e visa reforçar a liquidez do setor elétrico em meio ao cenário de pandemia do Covid-19. As distribuidoras receberam R$ 150,9 milhões, o mesmo que 73%. Para os agentes detentores de consumo do mercado livre foram destinados R$ 56,4 milhões, os 27% restantes.
De acordo com Rui Altieri, presidente do Conselho de Administração da CCEE, as instituições do setor estão procurando alternativas para mitigar o impacto ao consumidor e manter a liquidez do mercado. Segundo ele, o repasse dos valores pela CCEE faz parte do pacote de soluções de auxílio às distribuidoras. Desde o início do pacote de apoio aos consumidores de energia elétrica, a CCEE repassou R$ 2,7 bilhões, o que tem contribuído para manter a adimplência das empresas nas operações. Na última segunda-feira, 18, por exemplo, foi realizada a liquidação financeira de cotas nuclear referente a abril, registrando 100% de adimplência por parte das distribuidoras. Nesta operação, 46 distribuidoras pagaram R$ 319,7 milhões referentes à energia produzida pelas usinas de Angra I e II.
Na liquidação de cotas de garantia física, realizada hoje, as 46 distribuidoras também tiveram 100% de adimplência, contabilizando R$ 813 milhões. A operação efetiva o pagamento para as geradoras envolvidas neste regime definido pelo governo em 2013 – são as hidrelétricas cuja concessão foi renovada ou expirada e que são alcançadas pela Lei 12.783/13.
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terça-feira, 19 de maio de 2020
Governo quer isentar ajuda a distribuidoras de energia de IOF, em alívio de R$282 mi
O governo quer isentar o pacote de ajuda às distribuidoras de energia elétrica de pagamento de Imposto sobre Operações Financeiras (IOF), num alívio extra de 282 milhões de reais às empresas, afetadas pela queda da demanda em meio à pandemia do coronavírus.
A ajuda deverá sair em decreto, conforme minuta preliminar sobre a justificativa da medida vista pela Reuters.
O governo está negociando um empréstimo para as empresas de distribuição de energia, por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), para evitar impactos sobre o balanço das empresas e seu nível de endividamento.
Integram as conversas os bancos estatais BNDES, Banco do Brasil e Caixa, além de privados como Itaú e Bradesco. A operação deve envolver mais de 10 bilhões de reais.
Na prática, a diminuição a zero da alíquota da IOF dentro desse desenho irá baratear o custo do empréstimo.
"Com a redução da alíquota do IOF reduz-se o custo da operação e seu impacto sobre a tarifa de energia no futuro", argumentou a equipe econômica, na minuta.
O cálculo é que o custeio e remuneração da atividade de distribuição de energia elétrica representam cerca de 18% da tarifa, com os 82% restantes sendo ligados ao repasse destinado à compra de energia, à transmissão, encargos setoriais e impostos.
Em função do quadro de congelamento da economia por conta da pandemia de coronavírus, as distribuidoras encaram o desafio de retração do faturamento devido à forte queda no consumo e ao aumento da inadimplência.
O efeito combinado desses efeitos da pandemia sobre o mercado de energia pode ser "superior a toda a margem" das distribuidoras, sublinhou o governo, ao destacar a necessidade do pacote de ajuda.
Leia mais em:
https://economia.uol.com.br/
A ajuda deverá sair em decreto, conforme minuta preliminar sobre a justificativa da medida vista pela Reuters.
O governo está negociando um empréstimo para as empresas de distribuição de energia, por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), para evitar impactos sobre o balanço das empresas e seu nível de endividamento.
Integram as conversas os bancos estatais BNDES, Banco do Brasil e Caixa, além de privados como Itaú e Bradesco. A operação deve envolver mais de 10 bilhões de reais.
Na prática, a diminuição a zero da alíquota da IOF dentro desse desenho irá baratear o custo do empréstimo.
"Com a redução da alíquota do IOF reduz-se o custo da operação e seu impacto sobre a tarifa de energia no futuro", argumentou a equipe econômica, na minuta.
O cálculo é que o custeio e remuneração da atividade de distribuição de energia elétrica representam cerca de 18% da tarifa, com os 82% restantes sendo ligados ao repasse destinado à compra de energia, à transmissão, encargos setoriais e impostos.
Em função do quadro de congelamento da economia por conta da pandemia de coronavírus, as distribuidoras encaram o desafio de retração do faturamento devido à forte queda no consumo e ao aumento da inadimplência.
O efeito combinado desses efeitos da pandemia sobre o mercado de energia pode ser "superior a toda a margem" das distribuidoras, sublinhou o governo, ao destacar a necessidade do pacote de ajuda.
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segunda-feira, 18 de maio de 2020
Previsão de GSF poderá recuar para 79,2% no ano com revisão de carga
A análise de sensibilidade aplicada à primeira revisão quadrimestral de 2020 aponta que o nível de armazenamento nos reservatórios do SIN deverá aumentar em 2,2 pontos porcentuais quando comparado ao esperado em novembro. A estimativa passa a 34%. Já o índice de GSF médio é estimado em 79,2% neste ano, ante os 80,8% esperados no início de maio. Os dados foram apresentados nesta sexta-feira, 15 de maio, em um workshop promovido em conjunto entre as entidades responsáveis pela previsão, a CCEE, ONS e EPE.
Os números finais para a revisão extraordinária ainda estão em refinamento, mas a tendência é de que possam ficar prontos nos próximos 10 dias. Assim poderão ser apresentados já na próxima reunião do Programa Mensal de Operação, marcada para os dias 28 e 29 de maio. Segundo o diretor geral do operador, Luiz Eduardo Barata, assim o comando legal de antecipar os dados em 30 dias seria atendido, já que deverá ser aplicado no PMO de junho.
Em termos de armazenamento, o destaque com essa revisão é o Sudeste, que deverá apresentar um aumento nos níveis ante a projeção anterior. Os volumes esperados para novembro são 2,6 p.p mais elevados ante a curva anterior prevista pela CCEE.
O presidente do conselho de administração da CCEE, Rui Altieri Silva, reafirmou que a perspectiva atual é de que a profundidade da redução de consumo chegou ao seu limite. Com dados de mais uma semana apresentados, a curva de consumo manteve o mesmo nível da consolidada anteriormente. A queda no SIN no período de 21 de março a 8 de maio é 15% quando comparado aos volumes registrados nos 20 dias anteriores. No ACR a retração é de 14% e no ACL de 19%.
“O consumo está bem alinhado o que mostra estabilização. Mas há duas variáveis que podem alterar isso, de um lado a liberalização do isolamento que pode elevar esse consumo e por outro lado maiores restrições como o lockdown que já acontece em algumas cidades no Norte e no Nordeste”, lembrou ele.
Inclusive, esses dados ainda não foram retratados na curva de consumo na CCEE porque começaram no final de semana. Mas a tendência, comentou o executivo, é de que não tenham impacto expressivo. Nesse sentido, continuou, seria possível notar uma inflexão dessa curva se grandes centros urbanos decretarem o lockdown ou a flexibilização das regras. Dentre as cidades que teriam essa capacidade estão São Paulo, Rio de Janeiro, Belo Horizonte, Salvador, entre outras de maior porte.
“O que nós temos de certeza é que não acertaremos 100%, são inúmeras variáveis que são muito dinâmicas, mas estamos com um nível de assertividade muito bom”, acrescentou ele.
No final de março, as entidades apresentaram os resultados da primeira revisão quadrimestral da carga onde era considerado que a economia ainda apresentaria um desempenho de estabilidade ante 2019. Já na semana passada as entidades revelaram que seria solicitada a revisão extraordinária ante as novas projeções de PIB, a análise tomou como base uma queda de 5%.
Na comparação com 2019, a revisão extraordinária levaria a carga a um patamar 2,9% menor. Na versão original do documento era previsto um crescimento de 4,2%. Agora as entidades estão trabalhando para refinar os dados e apresentá-los ao mercado com uma análise de sensibilidade contendo projeções otimista e pessimista em relação ao cenário base.
O presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Thiago Barral, explicou que as equipes de economia e de carga da entidade estão trabalhando para finalizar as análises de sensibilidade. Hoje o cenário base é de queda da economia de 5%, conforme apontado na semana passada. E lembrou que a EPE realiza ainda outros cenários, tanto para cima quanto para baixo desse ponto de referência.
“Quando trabalhamos o no ciclo do planejamento decenal, a gente tem o cenário de referência e de sensibilidade, a superior para testar o efeito, por exemplo, da aceleração da economia, e inferior para verificar o planejamento de leilões e de potência se o cenário base se frustrar”, esclareceu ele. “Hoje nosso cenário base para o balanço estrutural é de PIB caindo em 5% e as suas diferentes repercussões setoriais”, acrescentou.
Barral comentou que o trabalho do balanço estrutural da oferta e demanda com esse cenário está em progresso. E a partir do momento em que as equipes de economia e carga finalizarem essas sensibilidades a EPE realizará rodadas complementares. “Queremos antecipar esses resultados em relação ao cronograma usual do PDE para, justamente, apoiar o plano de recuperação com a discussão de como organizar os leilões e coisas desse tipo, entre outras medidas complementares, para apoiar a recuperação a partir do setor energético.
Para Altieri Silva, da CCEE, essa revisão veio em boa hora porque será utilizada a partir do PMO de junho, pouco antes da segunda revisão ordinária. Até lá, estimou, já será possível ter uma ideia mais cara da extensão da crise e seus impactos na economia. O que é importante para trazer estabilidade e aderência à realidade do setor elétrico.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.
Os números finais para a revisão extraordinária ainda estão em refinamento, mas a tendência é de que possam ficar prontos nos próximos 10 dias. Assim poderão ser apresentados já na próxima reunião do Programa Mensal de Operação, marcada para os dias 28 e 29 de maio. Segundo o diretor geral do operador, Luiz Eduardo Barata, assim o comando legal de antecipar os dados em 30 dias seria atendido, já que deverá ser aplicado no PMO de junho.
Em termos de armazenamento, o destaque com essa revisão é o Sudeste, que deverá apresentar um aumento nos níveis ante a projeção anterior. Os volumes esperados para novembro são 2,6 p.p mais elevados ante a curva anterior prevista pela CCEE.
O presidente do conselho de administração da CCEE, Rui Altieri Silva, reafirmou que a perspectiva atual é de que a profundidade da redução de consumo chegou ao seu limite. Com dados de mais uma semana apresentados, a curva de consumo manteve o mesmo nível da consolidada anteriormente. A queda no SIN no período de 21 de março a 8 de maio é 15% quando comparado aos volumes registrados nos 20 dias anteriores. No ACR a retração é de 14% e no ACL de 19%.
“O consumo está bem alinhado o que mostra estabilização. Mas há duas variáveis que podem alterar isso, de um lado a liberalização do isolamento que pode elevar esse consumo e por outro lado maiores restrições como o lockdown que já acontece em algumas cidades no Norte e no Nordeste”, lembrou ele.
Inclusive, esses dados ainda não foram retratados na curva de consumo na CCEE porque começaram no final de semana. Mas a tendência, comentou o executivo, é de que não tenham impacto expressivo. Nesse sentido, continuou, seria possível notar uma inflexão dessa curva se grandes centros urbanos decretarem o lockdown ou a flexibilização das regras. Dentre as cidades que teriam essa capacidade estão São Paulo, Rio de Janeiro, Belo Horizonte, Salvador, entre outras de maior porte.
“O que nós temos de certeza é que não acertaremos 100%, são inúmeras variáveis que são muito dinâmicas, mas estamos com um nível de assertividade muito bom”, acrescentou ele.
No final de março, as entidades apresentaram os resultados da primeira revisão quadrimestral da carga onde era considerado que a economia ainda apresentaria um desempenho de estabilidade ante 2019. Já na semana passada as entidades revelaram que seria solicitada a revisão extraordinária ante as novas projeções de PIB, a análise tomou como base uma queda de 5%.
Na comparação com 2019, a revisão extraordinária levaria a carga a um patamar 2,9% menor. Na versão original do documento era previsto um crescimento de 4,2%. Agora as entidades estão trabalhando para refinar os dados e apresentá-los ao mercado com uma análise de sensibilidade contendo projeções otimista e pessimista em relação ao cenário base.
O presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Thiago Barral, explicou que as equipes de economia e de carga da entidade estão trabalhando para finalizar as análises de sensibilidade. Hoje o cenário base é de queda da economia de 5%, conforme apontado na semana passada. E lembrou que a EPE realiza ainda outros cenários, tanto para cima quanto para baixo desse ponto de referência.
“Quando trabalhamos o no ciclo do planejamento decenal, a gente tem o cenário de referência e de sensibilidade, a superior para testar o efeito, por exemplo, da aceleração da economia, e inferior para verificar o planejamento de leilões e de potência se o cenário base se frustrar”, esclareceu ele. “Hoje nosso cenário base para o balanço estrutural é de PIB caindo em 5% e as suas diferentes repercussões setoriais”, acrescentou.
Barral comentou que o trabalho do balanço estrutural da oferta e demanda com esse cenário está em progresso. E a partir do momento em que as equipes de economia e carga finalizarem essas sensibilidades a EPE realizará rodadas complementares. “Queremos antecipar esses resultados em relação ao cronograma usual do PDE para, justamente, apoiar o plano de recuperação com a discussão de como organizar os leilões e coisas desse tipo, entre outras medidas complementares, para apoiar a recuperação a partir do setor energético.
Para Altieri Silva, da CCEE, essa revisão veio em boa hora porque será utilizada a partir do PMO de junho, pouco antes da segunda revisão ordinária. Até lá, estimou, já será possível ter uma ideia mais cara da extensão da crise e seus impactos na economia. O que é importante para trazer estabilidade e aderência à realidade do setor elétrico.
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sexta-feira, 15 de maio de 2020
Redução de consumo já impactou ACL em R$ 5 bi
A retração do consumo de energia causado pela pandemia do novo coronavírus tem alcançado uma importante parcela da indústria no país. A queda no mercado livre está em cerca de 20% do consumo e em termos financeiros chega à casa de R$ 5 bilhões. Nem mesmo o cálculo que coloca um prêmio normalmente usados nos contratos está compensando a desaceleração da demanda nesse momento e o setor também tem registrado perdas. Diante dessa situação, comercializadoras vem negociando com clientes alternativas para mitigar as perdas e conseguirem encontrar uma saída para ambas as partes.
No caso da Delta Energia, afirmou o sócio Ricardo Lisboa, a empresa está sensível ao que ocorre com os clientes e afirmou que a empresa aceita discutir os contratos no caso a caso. Entre as opções que ele citou estão a redução temporária e financiamentos para o cliente pagar no momento seguinte. “Não temos como assumir a perda toda do consumidor até porque na separação de riscos dos contratos isso não era atribuição nossa, mas somos sensíveis para a atual situação”, destacou ele.
Lisboa lembrou que há diversas formas de contratos disponíveis no mercado com cláusulas de flexibilidade. Há desde opções sem esse mecanismo passando por 10%, 30% a até 100% de flexibilidade nos volumes contratados.
“Quanto mais flexível, mais eu cobro pelo produto”, definiu. “Então, assim a gente trata a distribuição de riscos dentro do contrato no mercado livre”, acrescentou ele durante o 4º webinar da edição especial do Agenda Setorial 2020, realizado pelo Grupo CanalEnergia-Informa Markets via internet em decorrência da pandemia de covid-19.
Esse mesmo comportamento foi relatado pelo presidente da BC Energia, Alessandro de Brito Cunha. O executivo que esteve nesse mesmo painel do evento afirmou que a empresa já realizou mais de 20 renegociações atendendo a pedido de clientes. A empresa trabalha com até 20% de flexibilidade em seus contratos. A partir desse patamar, comentou, a perda acaba sendo do cliente.
“Tem que imperar o bom senso nesse momento, entender as atividades que estão afetadas ou paralisadas e aqueles setores em que há reflexos econômicos em suas atividades”, explicou ele. “Nessa crise não há quem esteja ganhando, todos estão perdendo, se colocar força maior para um, isso valerá para todos e podemos ter o risco de insegurança jurídica generalizada tanto no ambiente livre quanto no regulado”, alertou.
Essa questão da instabilidade é um ponto central para o setor, argumentou o presidente da América Energia, Andrew Storfer. Em sua opinião é importante a manutenção de regras e dos compromissos porque o setor elétrico é intensivo em capital para a sua expansão e de maturação no longo prazo, por isso, se não há estabilidade é natural que haja sobrepreços para a energia.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134909/reducao-de-consumo-ja-impactou-acl-em-r-5-bi
No caso da Delta Energia, afirmou o sócio Ricardo Lisboa, a empresa está sensível ao que ocorre com os clientes e afirmou que a empresa aceita discutir os contratos no caso a caso. Entre as opções que ele citou estão a redução temporária e financiamentos para o cliente pagar no momento seguinte. “Não temos como assumir a perda toda do consumidor até porque na separação de riscos dos contratos isso não era atribuição nossa, mas somos sensíveis para a atual situação”, destacou ele.
Lisboa lembrou que há diversas formas de contratos disponíveis no mercado com cláusulas de flexibilidade. Há desde opções sem esse mecanismo passando por 10%, 30% a até 100% de flexibilidade nos volumes contratados.
“Quanto mais flexível, mais eu cobro pelo produto”, definiu. “Então, assim a gente trata a distribuição de riscos dentro do contrato no mercado livre”, acrescentou ele durante o 4º webinar da edição especial do Agenda Setorial 2020, realizado pelo Grupo CanalEnergia-Informa Markets via internet em decorrência da pandemia de covid-19.
Esse mesmo comportamento foi relatado pelo presidente da BC Energia, Alessandro de Brito Cunha. O executivo que esteve nesse mesmo painel do evento afirmou que a empresa já realizou mais de 20 renegociações atendendo a pedido de clientes. A empresa trabalha com até 20% de flexibilidade em seus contratos. A partir desse patamar, comentou, a perda acaba sendo do cliente.
“Tem que imperar o bom senso nesse momento, entender as atividades que estão afetadas ou paralisadas e aqueles setores em que há reflexos econômicos em suas atividades”, explicou ele. “Nessa crise não há quem esteja ganhando, todos estão perdendo, se colocar força maior para um, isso valerá para todos e podemos ter o risco de insegurança jurídica generalizada tanto no ambiente livre quanto no regulado”, alertou.
Essa questão da instabilidade é um ponto central para o setor, argumentou o presidente da América Energia, Andrew Storfer. Em sua opinião é importante a manutenção de regras e dos compromissos porque o setor elétrico é intensivo em capital para a sua expansão e de maturação no longo prazo, por isso, se não há estabilidade é natural que haja sobrepreços para a energia.
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quinta-feira, 14 de maio de 2020
Renováveis: América do Sul está posicionada para liderar investimentos
A América do Sul está preparada para o boom de energias renováveis, essa é a principal conclusão de um estudo publicado pelo escritório de advocacia Ashurst sobre a transição energética. A região deverá liderar o crescimento global de investimentos nessas fontes nos próximos cinco anos. Para chegar ao resultado foram entrevistados 2.090 executivos de empresas localizadas em diferentes países do G20 sobre o mercado de energia. Em um gráfico, a região ocupa o ponto mais alto no quadrante classificado de mais altos investimentos com mais alto índice de crescimento.
O relatório, intitulado Powering Change: Energy in Transition, publicado em inglês, aponta em suas 40 páginas, que a década atual é vista como o ponto de inflexão da curva para investidores, empresas e sistema financeiro no sentido de implantar mais ações rumo à transição energética para mitigar os efeitos das mudanças climáticas. Lembra ainda que Agência Internacional de Energia Renovável prevê que US$ 110 trilhões devem ser investidos no sistema de energia globalmente até 2050 para cumprir as metas de energia renovável. E que de acordo com a Agência Internacional de Energia, pelo menos um quarto da eletricidade global já é atendida pelas diversas fontes renováveis, citando solar, eólica e a hídrica.
A pesquisa mostra que quase um quinto das pessoas pesquisadas disse que espera investir em energia renovável, transição energética e em tecnologias de descarbonização na região nos próximos cinco anos. Além disso, investidores do G20 de dentro da região já têm aportes em empreendimentos dessa natureza. A maioria, 66%, estão no Brasil em energia eólica, solar ou em ambos, 64% dos respondentes na Argentina, com projetos eólicos, já na América do Norte, o mesmo índice verificado no México, mas para energia solar.
Outra constatação que foi reportada é que todas as modalidades de geração renovável deverão atrair investimentos, inclusive com as mais novas como a eólica offshore e biomassa. E destaca ainda que executivos nos três países apontados afirmam que pretendem realizar expansões futuras na eólica offshore, 81% dos participantes que responderam a pesquisa na Argentina disseram ter interesse nessa fonte ou já estão colocando seus recursos em projetos dessa natureza nos próximos cinco anos. No Brasil esse índice é de 70%.
Outro dispositivo que tem sido alvo de incursões globais no âmbito da transição energética é o armazenamento em baterias. Nesse ponto 75% das opiniões apontam que há investimentos ou compromissos em realizar esses aportes no período de abrangência da pesquisa.
No geral, 84% dos entrevistados desses três países disseram que investir na transição energética é essencial para seu crescimento estratégico. Na avaliação do Ashurst, apesar da instabilidade política, não seja surpresa esse posicionamento já que 83% desses executivos entrevistados disseram ter mudado sua estratégia de investimento para a transição energética nos últimos 12 meses, e continuariam a fazê-lo.
Quando questionados sobre a importância de projetos renováveis como parte da transição energética, 44% dos entrevistados no México e 42% no Brasil afirmaram ser um caminho essencial para alcançar esse patamar de mudança. Com esses índices, aponta a pesquisa, esses dois estão entre os cinco principais países do mundo.
Para o escritório, que conduziu a pesquisa, a América do Sul se destacou por conta da suas disponibilidades de irradiação solar e de recursos eólicos que proporcionam oportunidades nessas duas fontes. Ao mesmo tempo há a aceleração de investimentos em busca da descarbonização da matriz elétrica, resultado da pressão da sociedade sobre as corporações e governos. A seu lado estão economias em crescimento no sudeste da Ásia e no norte da África, que são vistas como mercados-chave de destino de investimentos, onde se espera um crescimento significativo de fontes renováveis à medida que investidores e desenvolvedores procuram atender à demanda de energia dos países em rápida industrialização.
Além da América do Sul, apontou a pesquisa, a tendência ascendente do investimento de baixo carbono é consistente globalmente. No G20, 94% dos entrevistados esperam que o investimento de sua organização aumente nos próximos cinco anos, com o aumento médio esperado em 43% em dólares.
Com os resultados em mãos, o escritório declarou ainda que o momento atual com a pandemia deixa o cenário mais volátil e incerto para todos os mercados, especialmente energia. “Esse conjunto de dados foi capturado antes do advento da crise do COVID-19 e da forte redução nos preços do petróleo. No entanto, acreditamos que os fundamentos do mercado e as perspectivas para a transição para energia limpa permanecerão praticamente inalteradas no longo prazo”, aponta. E avalia que no pós pandemia as conclusões da pesquisa continuarão fornecerão uma referência útil para a indústria.
quarta-feira, 13 de maio de 2020
Crise é nova oportunidade para setor ficar mais robusto, aponta PSR
Nos últimos 20 anos o setor elétrico enfrentou pelo menos outras três grandes crises antes da pandemia de covid-19. Cada uma delas deixou lições derivadas de seus impactos e até hoje o país não aproveitou esses episódios para criar um arcabouço legal e regulatório robusto para enfrentar crises futuras, evitando assim soluções urgentes para problemas urgentes em detrimento a soluções importantes. Essa é a avaliação da consultoria PSR, que vê nesta uma nova oportunidade para que se construa um arcabouço regulatório com novos instrumentos que tornem o setor mais robusto a futuras crises.
Em sua publicação mensal Energy Report, edição de abril, a consultoria fluminense abordou as três grandes crises deste século no setor. Começou com o racionamento de 2001, passou pela crise financeira do subprime e a causada pela MP 579 em 2012. Em todas houve impactos e deixaram claro que o setor brasileiro não é robusto a choques de oferta ou de demanda, e a principal causa são contratos no ACR com pouca flexibilidade e falta de instrumentos eficientes para que os agentes se adaptem às mudanças nas condições de mercado.
A PSR exemplifica ao apontar como lacuna, a não existência de uma regra no caso de um novo racionamento no país. “Não há definição se será novamente pelo consumo ou se será pelo montante contratado ou mesmo como será a alocação dos custos na cadeia. Da mesma maneira, as diretrizes para quando e como utilizar uma solução no estilo Conta-ACR não foram definidas, tendo sido necessário uma nova MP para a criação da conta covid”, aponta.
Em linhas gerais, a consultoria classifica que esta crise é mais ampla e lembra que não tem origem no setor elétrico. E por essa razão não está em seu centro, diferentemente, por exemplo da de 2001 e de 2012. A covid-19 afetou a economia como um todo e, consequentemente chegou a este setor por conta da natural – e abrupta – relação da demanda, preços baixos no mercado livre e no MCP, bem como a dificuldade das distribuidoras em arrecadar recursos por conta da inadimplência e retração de mercado.
Na análise da PSR, as principais lições aprendidas com as crises anteriores ressaltam o quão é importante a agilidade na resposta e na coordenação dos interesses envolvidos para desenvolver as propostas de solução aos impactos. Aponta que o ambiente livre de contratação possui condições de buscar soluções de mercado para se recuperar das crises, que o excesso de intervenção no mercado pode aumentar o tamanho do problema. E ainda, destaca o fato de que postergar custos para o futuro gera distorções na alocação nos elos da cadeia.
Racionamento 2001
Quando analisa a primeira crise de sua análise, a PSR destaca que há semelhanças no que se refere à queda de demanda, que foi súbita. Além disso, lembra que com aquele evento o patamar de consumo mudou depois de ações com eficiência energética por parte dos consumidores. “Tudo indica que a crise atual também resultará em alguma redução estrutural da demanda, neste caso provocada pela queda na atividade econômica em nível mundial”, aponta a consultoria.
Contudo, destaca por sua vez que, em 2001, o Brasil apresentava-se vulnerável em termos de balanço estrutural entre oferta e demanda, e que por isso não foi capaz de superar uma sequência de anos de vazões moderadamente desfavoráveis. Além disso, naquele período o país estava implementando um novo modelo comercial para o Setor Elétrico, baseado em privatização e mercado. E lembra que o país hoje possui uma parcela de cerca de 30% no mercado livre, ante um mercado regulado ainda predominante em todos os setores da economia.
A PSR ressalta que a parcela atual no ACL leva os agentes envolvidos a negociarem os contratos sem a interferência do governo, e considera que podem ser um parâmetro para a soluções no ACR. E arremata ao apontar que o aumento de tarifa generalizado naquele período não foi bem aceito, e que hoje esse efeito pode ser mais pesado porque os consumidores estão sendo mais afetados pela crise que não é somente do setor.
Subprime
Já essa crise mostrou três semelhanças, apesar de não estar diretamente ligada ao setor elétrico e sim pelo mercado financeiro. A primeira é sua abrangência internacional se assemelha ao novo coronavírus, a segunda é a redução de consumo na demanda e não na oferta, diferentemente da de 2001, e a terceira é a magnitude da crise por não se saber sua extensão e impacto na economia.
Nessa época, 53% do segmento industrial já havia migrado para o mercado livre correspondendo por 95% do consumo total do ACL, fazendo com que a crise tenha se concentrado neste ambiente, levando a queda de 10,3% no consolidado do ano. Já O ACR aumentou nesse ano em 2%.
“A consequência foi o próprio mercado trazer soluções para crise, através de negociações bilaterais entre comercializadoras, geradores e consumidores livres. A recuperação econômica em 2010, com aumento do consumo no ACL de 18,5%, ajudou a estancar o problema”, destaca, sendo esta uma das lições tiradas desse período.
11 de setembro
Já a mais recente, provocada pela MP 579 continua mais viva no setor, até porque recentemente é que se conseguiu amortizar uma grande parcela do impacto financeiro sofrido, a quitação da conta-ACR, cujo empréstimo de R$ 21 bilhões junto a um pool de bancos somou ao final um custo repassado para os consumidores ao longo de 2015 e 2019 de R$ 34 bilhões.
Nessa crise cita a consultoria estão o ESS mais elevado até hoje, aumento dos custos dos contratos por disponibilidade pelo despacho termelétrico, exposição financeira na CCEE das distribuidoras pela subcontratação causada pela não realização do leilão A-1 de 2012 e a exposição financeira na CCEE das distribuidoras causada pelo GSF abaixo de 1, que impacto as hidrelétricas contratas por cotas na modalidade por disponibilidade.
No final aponta a PSR, “a experiência com a crise causada pela MP 579 nos ensina que a evolução da crise, resultando na necessidade de uma sequência de aportes do Tesouro, culminando na criação da Conta-ACR, foi causada pelo excesso de intervenção governamental, falta de análise de impacto regulatório das medidas propostas, e passividade ante os impactos no setor, com um postura socorro aos agentes preservando as tarifas hoje, mas postergando custos para o futuro”.
E ainda, que considera que a postergação do problema gera ineficiências na precificação do mercado, resultando em aumentos tarifários não condizentes com a situação do portfólio das distribuidoras, o que resulta em migração para o mercado livre levou ao aumento dos custos no mercado regulado, incentivando ainda mais a migração para o ACL, efeito conhecido como “espiral da morte”. E reforça ainda, entre outros pontos que diversos problemas herdados naquela ocasião, como por exemplo as cotas de garantia física contratadas por disponibilidade, ainda não foram resolvidos.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134589/crise-e-nova-oportunidade-para-setor-ficar-mais-robusto-aponta-psr
Em sua publicação mensal Energy Report, edição de abril, a consultoria fluminense abordou as três grandes crises deste século no setor. Começou com o racionamento de 2001, passou pela crise financeira do subprime e a causada pela MP 579 em 2012. Em todas houve impactos e deixaram claro que o setor brasileiro não é robusto a choques de oferta ou de demanda, e a principal causa são contratos no ACR com pouca flexibilidade e falta de instrumentos eficientes para que os agentes se adaptem às mudanças nas condições de mercado.
A PSR exemplifica ao apontar como lacuna, a não existência de uma regra no caso de um novo racionamento no país. “Não há definição se será novamente pelo consumo ou se será pelo montante contratado ou mesmo como será a alocação dos custos na cadeia. Da mesma maneira, as diretrizes para quando e como utilizar uma solução no estilo Conta-ACR não foram definidas, tendo sido necessário uma nova MP para a criação da conta covid”, aponta.
Em linhas gerais, a consultoria classifica que esta crise é mais ampla e lembra que não tem origem no setor elétrico. E por essa razão não está em seu centro, diferentemente, por exemplo da de 2001 e de 2012. A covid-19 afetou a economia como um todo e, consequentemente chegou a este setor por conta da natural – e abrupta – relação da demanda, preços baixos no mercado livre e no MCP, bem como a dificuldade das distribuidoras em arrecadar recursos por conta da inadimplência e retração de mercado.
Na análise da PSR, as principais lições aprendidas com as crises anteriores ressaltam o quão é importante a agilidade na resposta e na coordenação dos interesses envolvidos para desenvolver as propostas de solução aos impactos. Aponta que o ambiente livre de contratação possui condições de buscar soluções de mercado para se recuperar das crises, que o excesso de intervenção no mercado pode aumentar o tamanho do problema. E ainda, destaca o fato de que postergar custos para o futuro gera distorções na alocação nos elos da cadeia.
Racionamento 2001
Quando analisa a primeira crise de sua análise, a PSR destaca que há semelhanças no que se refere à queda de demanda, que foi súbita. Além disso, lembra que com aquele evento o patamar de consumo mudou depois de ações com eficiência energética por parte dos consumidores. “Tudo indica que a crise atual também resultará em alguma redução estrutural da demanda, neste caso provocada pela queda na atividade econômica em nível mundial”, aponta a consultoria.
Contudo, destaca por sua vez que, em 2001, o Brasil apresentava-se vulnerável em termos de balanço estrutural entre oferta e demanda, e que por isso não foi capaz de superar uma sequência de anos de vazões moderadamente desfavoráveis. Além disso, naquele período o país estava implementando um novo modelo comercial para o Setor Elétrico, baseado em privatização e mercado. E lembra que o país hoje possui uma parcela de cerca de 30% no mercado livre, ante um mercado regulado ainda predominante em todos os setores da economia.
A PSR ressalta que a parcela atual no ACL leva os agentes envolvidos a negociarem os contratos sem a interferência do governo, e considera que podem ser um parâmetro para a soluções no ACR. E arremata ao apontar que o aumento de tarifa generalizado naquele período não foi bem aceito, e que hoje esse efeito pode ser mais pesado porque os consumidores estão sendo mais afetados pela crise que não é somente do setor.
Subprime
Já essa crise mostrou três semelhanças, apesar de não estar diretamente ligada ao setor elétrico e sim pelo mercado financeiro. A primeira é sua abrangência internacional se assemelha ao novo coronavírus, a segunda é a redução de consumo na demanda e não na oferta, diferentemente da de 2001, e a terceira é a magnitude da crise por não se saber sua extensão e impacto na economia.
Nessa época, 53% do segmento industrial já havia migrado para o mercado livre correspondendo por 95% do consumo total do ACL, fazendo com que a crise tenha se concentrado neste ambiente, levando a queda de 10,3% no consolidado do ano. Já O ACR aumentou nesse ano em 2%.
“A consequência foi o próprio mercado trazer soluções para crise, através de negociações bilaterais entre comercializadoras, geradores e consumidores livres. A recuperação econômica em 2010, com aumento do consumo no ACL de 18,5%, ajudou a estancar o problema”, destaca, sendo esta uma das lições tiradas desse período.
11 de setembro
Já a mais recente, provocada pela MP 579 continua mais viva no setor, até porque recentemente é que se conseguiu amortizar uma grande parcela do impacto financeiro sofrido, a quitação da conta-ACR, cujo empréstimo de R$ 21 bilhões junto a um pool de bancos somou ao final um custo repassado para os consumidores ao longo de 2015 e 2019 de R$ 34 bilhões.
Nessa crise cita a consultoria estão o ESS mais elevado até hoje, aumento dos custos dos contratos por disponibilidade pelo despacho termelétrico, exposição financeira na CCEE das distribuidoras pela subcontratação causada pela não realização do leilão A-1 de 2012 e a exposição financeira na CCEE das distribuidoras causada pelo GSF abaixo de 1, que impacto as hidrelétricas contratas por cotas na modalidade por disponibilidade.
No final aponta a PSR, “a experiência com a crise causada pela MP 579 nos ensina que a evolução da crise, resultando na necessidade de uma sequência de aportes do Tesouro, culminando na criação da Conta-ACR, foi causada pelo excesso de intervenção governamental, falta de análise de impacto regulatório das medidas propostas, e passividade ante os impactos no setor, com um postura socorro aos agentes preservando as tarifas hoje, mas postergando custos para o futuro”.
E ainda, que considera que a postergação do problema gera ineficiências na precificação do mercado, resultando em aumentos tarifários não condizentes com a situação do portfólio das distribuidoras, o que resulta em migração para o mercado livre levou ao aumento dos custos no mercado regulado, incentivando ainda mais a migração para o ACL, efeito conhecido como “espiral da morte”. E reforça ainda, entre outros pontos que diversos problemas herdados naquela ocasião, como por exemplo as cotas de garantia física contratadas por disponibilidade, ainda não foram resolvidos.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134589/crise-e-nova-oportunidade-para-setor-ficar-mais-robusto-aponta-psr
terça-feira, 12 de maio de 2020
Carga pode ficar até 5 GW médios menor até 2024
A carga no Sistema Interligado Nacional pode recuar em mais cerca de 1,4 GW médios ao ano no período até 2024 em comparação com a primeira revisão quadrimestral, divulgada no final de março. Essa é a previsão com a análise de sensibilidade realizada pelo ONS, CCEE e EPE, que será utilizada para balizar o pedido de revisão extraordinária da carga, medida revelada na última quinta-feira, 7 de maio. Comparado ao cenário utilizado no Planejamento Anual, ainda em 2019, o volume deverá ficar em 5 GW médios a menos.
De acordo com apresentação do ONS durante a reunião do CMSE realizada na semana passada, que considera a retração do PIB em 5% neste ano, a carga de energia do SIN decresce 1.969 MW médios em 2020 em relação a 2019, um volume 2 pontos porcentuais a menos do que a revisão de março. Entre 2021 e 2024, com a expectativa de retomada do crescimento econômico, a carga de energia cresce anualmente entre 2.618 e 2.766 MW médios entre 3,6% e 4,2%. Mesmo assim, um volume 1,4 GW médio a menos do que o estimado no final de março.
Na comparação entre a análise de sensibilidade e os dados que constam do planejamento anual de 2020 a 2024, realizado no ano passado, os valores estão na casa de 5 GW médios menores.
A proposta deverá levar em conta a queda de 5% no PIB e crescimento de 2,3% em 2021, 2,8% de expansão nos dois anos seguintes e 2,9% em 2024, que já faziam parte da revisão quadrimestral ordinária.
Na correspondência que foi enviada ao diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, André Pepitone, as entidades lembram que ainda havia poucos dados e informações disponíveis que demostrassem os reais impactos da pandemia COVID-19 que teriam reflexos sobre a economia brasileira quando da primeira revisão. E ainda, que a atividade econômica começou a ser gradativamente reduzida por conta das medidas de isolamento social.
“O cenário mundial mais degradado e o aprofundamento da crise no Brasil levaram a uma forte deterioração das expectativas dos agentes em relação ao crescimento do PIB neste ano entre meados de março e abril. Os impactos da pandemia COVID 19 já mostram a gravidade de uma crise econômica sem precedentes no Brasil e no mundo. Espera-se que o emprego e a renda sejam significativamente afetados, levando a uma queda do consumo em geral. Além disso, questões internas associadas ao cenário político também vêm trazendo piora da estabilidade e queda significativa dos níveis de confiança dos agentes”, apontam na correspondência.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134467/carga-pode-ficar-ate-5-gw-medios-menor-ate-2024
De acordo com apresentação do ONS durante a reunião do CMSE realizada na semana passada, que considera a retração do PIB em 5% neste ano, a carga de energia do SIN decresce 1.969 MW médios em 2020 em relação a 2019, um volume 2 pontos porcentuais a menos do que a revisão de março. Entre 2021 e 2024, com a expectativa de retomada do crescimento econômico, a carga de energia cresce anualmente entre 2.618 e 2.766 MW médios entre 3,6% e 4,2%. Mesmo assim, um volume 1,4 GW médio a menos do que o estimado no final de março.
Na comparação entre a análise de sensibilidade e os dados que constam do planejamento anual de 2020 a 2024, realizado no ano passado, os valores estão na casa de 5 GW médios menores.
A proposta deverá levar em conta a queda de 5% no PIB e crescimento de 2,3% em 2021, 2,8% de expansão nos dois anos seguintes e 2,9% em 2024, que já faziam parte da revisão quadrimestral ordinária.
Na correspondência que foi enviada ao diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, André Pepitone, as entidades lembram que ainda havia poucos dados e informações disponíveis que demostrassem os reais impactos da pandemia COVID-19 que teriam reflexos sobre a economia brasileira quando da primeira revisão. E ainda, que a atividade econômica começou a ser gradativamente reduzida por conta das medidas de isolamento social.
“O cenário mundial mais degradado e o aprofundamento da crise no Brasil levaram a uma forte deterioração das expectativas dos agentes em relação ao crescimento do PIB neste ano entre meados de março e abril. Os impactos da pandemia COVID 19 já mostram a gravidade de uma crise econômica sem precedentes no Brasil e no mundo. Espera-se que o emprego e a renda sejam significativamente afetados, levando a uma queda do consumo em geral. Além disso, questões internas associadas ao cenário político também vêm trazendo piora da estabilidade e queda significativa dos níveis de confiança dos agentes”, apontam na correspondência.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134467/carga-pode-ficar-ate-5-gw-medios-menor-ate-2024
segunda-feira, 11 de maio de 2020
ONS: projeção de queda da carga chega a 9,9%
A segunda revisão semanal do Programa Mensal de Operação para o mês de maio apresentou uma forte redução da expectativa de carga no Sistema Interligado Nacional ante a semana passada. Agora a previsão é de queda de 9,9%, ou 60.353 MW médios. Na edição anterior do documento divulgado pelo ONS a previsão era de retração de 9%, ou 60.925 MW médios.
Essa nova previsão deriva da desaceleração de consumo em todo o país. No maior submercado, o Sudeste/Centro-Oeste é esperada queda de 10,6%, no Sul de 7,8%, no Nordeste está em 10,3% e no Norte em 8,4%.
A previsão de energia natural afluente recuou em quase todos os submercados, no SE/CO passou de 83% para 78% da média de longo termo. No Norte está o maior volume com 128% da MLT. Já no NE houve um leve aumento na projeção, para 82% da média. Agora a situação do Sul continua a se deteriorar, passou de uma projeção mensal de 16% para apenas 13% da média histórica, esta semana operativa, especificamente, é estimada em 10% da MLT com 827 MW médios.
O volume esperado para os reservatórios ao final do mês reflete essa situação no Sul com a expectativa de chegar ao dia 31 de maio em 13,7%, a única queda entre os submercados do país quando comparado ao nível reportado nesta sexta-feira, 8 de maio. No SE/CO a estimativa é de chegar a 56,3%, no Norte em 83,8% e no Nordeste o mais elevado, 92% do total.
O custo marginal de operação médio continua equacionado e zerado no NE e Norte, enquanto no SE/CO e Sul está em R$ 42,39/MWh,resultado do patamar de carga pesado em R$ 77,26/MWh e o médio em R$ 75,43/MWh. O leve também está no zero.
A estimativa de despacho térmico é de 5.570 MW médios em função da inflexibilidade declarada de usinas que soma 5.064 MW médios. A rubrica restrição elétrica continua no nível de 364 MW médios e ordem de mérito com 143 MW médios.
No decorrer da última semana o ONS reportou a ocorrência de chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu. Já para a próxima semana operativa que se inicia neste sábado, 9 de maio, deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu, além do trecho incremental da UHE Itaipu. As bacias hidrográficas da região Norte apresentam previsão de pancadas de chuva no início da semana.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134367/ons-projecao-de-queda-da-carga-chega-a-99
Essa nova previsão deriva da desaceleração de consumo em todo o país. No maior submercado, o Sudeste/Centro-Oeste é esperada queda de 10,6%, no Sul de 7,8%, no Nordeste está em 10,3% e no Norte em 8,4%.
A previsão de energia natural afluente recuou em quase todos os submercados, no SE/CO passou de 83% para 78% da média de longo termo. No Norte está o maior volume com 128% da MLT. Já no NE houve um leve aumento na projeção, para 82% da média. Agora a situação do Sul continua a se deteriorar, passou de uma projeção mensal de 16% para apenas 13% da média histórica, esta semana operativa, especificamente, é estimada em 10% da MLT com 827 MW médios.
O volume esperado para os reservatórios ao final do mês reflete essa situação no Sul com a expectativa de chegar ao dia 31 de maio em 13,7%, a única queda entre os submercados do país quando comparado ao nível reportado nesta sexta-feira, 8 de maio. No SE/CO a estimativa é de chegar a 56,3%, no Norte em 83,8% e no Nordeste o mais elevado, 92% do total.
O custo marginal de operação médio continua equacionado e zerado no NE e Norte, enquanto no SE/CO e Sul está em R$ 42,39/MWh,resultado do patamar de carga pesado em R$ 77,26/MWh e o médio em R$ 75,43/MWh. O leve também está no zero.
A estimativa de despacho térmico é de 5.570 MW médios em função da inflexibilidade declarada de usinas que soma 5.064 MW médios. A rubrica restrição elétrica continua no nível de 364 MW médios e ordem de mérito com 143 MW médios.
No decorrer da última semana o ONS reportou a ocorrência de chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu. Já para a próxima semana operativa que se inicia neste sábado, 9 de maio, deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu, além do trecho incremental da UHE Itaipu. As bacias hidrográficas da região Norte apresentam previsão de pancadas de chuva no início da semana.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134367/ons-projecao-de-queda-da-carga-chega-a-99
sexta-feira, 8 de maio de 2020
Pandemia pode trazer perdas de R$ 17 bilhões para distribuição em 2020
Setor imediatamente afetado pela crise de Covid-19, a distribuição brasileira deve registrar impacto financeiro de cerca de R$ 17 bilhões este ano com a pandemia, somando a inadimplência e a redução de mercado. No webinar “Agenda Setorial 2020 – O impacto do Covid-19 no setor e as sugestões dos agentes para mitigação dos impactos”, realizado nesta quinta-feira, 7 de maio, pelo Grupo CanalEnergia/Informa Markets, o presidente da Associação Brasileiras das Distribuidoras de Energia Elétrica, Marcos Madureira, revelou que a inadimplência, que historicamente é de 3%, chegou a casa dos 15%.
O governo e a agência reguladora trabalham na criação de um mecanismo que mitigue o impacto financeiros nas concessionárias, uma vez que elas são consideradas o caixa do setor, já que da tarifa sai o pagamento para a geração e a transmissão. Ainda segundo o presidente da Abradee, a intenção é que essa conta não seja igual a conta-ACR, onerando a tarifa do consumidor. Uma das alternativas é que o valor do CVA seja adiantado e a distribuidora conseguiria ter dinheiro. Caso esses recursos cheguem aos R$ 5 bilhões, deixaria o buraco em R$ 11 bilhões. Outra hipótese é o uso de fundos setoriais para auxiliar as distribuidoras. “Queremos passar por essa crise e ter condições de manter a integridade dos contratos”, avisa. Madureira espera que a solução da conta deve sair nos próximos dias, ainda na primeira quinzena de maio.
Para ele, ter recursos que possam permitir que os compromissos que existem no setor possam ser mantidos é fundamental. Ele lembra que as estratégias apresentadas devem ser colocadas em prática, de modo que todos os segmentos participem. Madureira citou ainda a proposta encaminhada para a Aneel com a Abrace sobre a diferença entre a demanda medida e a contratada dos consumidores. A conta-covid é usada na proposta.
Filipe Soares, diretor da Associação dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, ressaltou a incerteza que a crise traz. Segundo ele, no racionamento de 2001 a queda no consumo da indústria foi recuperada no ano seguinte, assim como na crise de 2008. Dessa vez, o setor está registrando perdas desde 2014, o que dificulta a recuperação. “Ainda não saímos dessa crise de 2014. O vetor é de queda”, aponta. Para Soares, a proposta encaminhada à Aneel é prioritária para preservar os caixa das empresas. A agência pediu vista e ainda não decidiu. “Não é demanda de graça e sim um diferimento no pagamento para preservar o caixa das indústrias e permitir a retomada da capacidade de industrial”, conclui.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134214/pandemia-pode-trazer-perdas-de-r-17-bilhoes-para-distribuicao-em-2020
O governo e a agência reguladora trabalham na criação de um mecanismo que mitigue o impacto financeiros nas concessionárias, uma vez que elas são consideradas o caixa do setor, já que da tarifa sai o pagamento para a geração e a transmissão. Ainda segundo o presidente da Abradee, a intenção é que essa conta não seja igual a conta-ACR, onerando a tarifa do consumidor. Uma das alternativas é que o valor do CVA seja adiantado e a distribuidora conseguiria ter dinheiro. Caso esses recursos cheguem aos R$ 5 bilhões, deixaria o buraco em R$ 11 bilhões. Outra hipótese é o uso de fundos setoriais para auxiliar as distribuidoras. “Queremos passar por essa crise e ter condições de manter a integridade dos contratos”, avisa. Madureira espera que a solução da conta deve sair nos próximos dias, ainda na primeira quinzena de maio.
Para ele, ter recursos que possam permitir que os compromissos que existem no setor possam ser mantidos é fundamental. Ele lembra que as estratégias apresentadas devem ser colocadas em prática, de modo que todos os segmentos participem. Madureira citou ainda a proposta encaminhada para a Aneel com a Abrace sobre a diferença entre a demanda medida e a contratada dos consumidores. A conta-covid é usada na proposta.
Filipe Soares, diretor da Associação dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, ressaltou a incerteza que a crise traz. Segundo ele, no racionamento de 2001 a queda no consumo da indústria foi recuperada no ano seguinte, assim como na crise de 2008. Dessa vez, o setor está registrando perdas desde 2014, o que dificulta a recuperação. “Ainda não saímos dessa crise de 2014. O vetor é de queda”, aponta. Para Soares, a proposta encaminhada à Aneel é prioritária para preservar os caixa das empresas. A agência pediu vista e ainda não decidiu. “Não é demanda de graça e sim um diferimento no pagamento para preservar o caixa das indústrias e permitir a retomada da capacidade de industrial”, conclui.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134214/pandemia-pode-trazer-perdas-de-r-17-bilhoes-para-distribuicao-em-2020
quinta-feira, 7 de maio de 2020
Governo sinaliza com leilão de energia existente ainda em 2020
O governo federal sinaliza que ainda espera realizar os leilões de energia existente postergados do final de abril ainda este ano. Na edição desta quarta-feira, 6 de maio, o decreto 10.338 da Presidência da República qualificou os certames A-4 e A-5 no âmbito do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI), ambos em 2020.
Os leilões, exclusivos para a fonte térmica que seriam decorrentes do encerramento de contratos de usinas dessa mesma natureza, cujos contratos vencem a partir de 2023, foram adiados por conta dos efeitos da pandemia de covid-19. Não havia sinalização de quando poderiam ser retomados uma vez que a deliberação era por postergar tanto estes quanto o leilão de energia nova A-5 e o de transmissão, indefinidamente.
Recentemente o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse que ainda não havia sinalização de quando os certames poderiam ser realizados. E ainda, que a decisão não havia pego ninguém de surpresa, pois os agentes já esperavam essa medida em função das incertezas causadas pelo impacto do novo coronavírus. Essa avaliação já havia sido verificada pela Agência CanalEnergia em reportagem sobre esse adiamento, consolidado por meio da Portaria nº 134 do MME, publicada no final de março.
O presidente executivo da Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas, Xisto Vieira Filho, disse à época que a medida foi acertada e a decisão das autoridades, sensata. E revelou que a entidade enviou correspondência ao ministério informando que o segmento apontava como preferência de retomada desses certames no mês de dezembro até o primeiro trimestres do ano de 2021.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134025/governo-sinaliza-com-leilao-de-energia-existente-ainda-em-2020
Os leilões, exclusivos para a fonte térmica que seriam decorrentes do encerramento de contratos de usinas dessa mesma natureza, cujos contratos vencem a partir de 2023, foram adiados por conta dos efeitos da pandemia de covid-19. Não havia sinalização de quando poderiam ser retomados uma vez que a deliberação era por postergar tanto estes quanto o leilão de energia nova A-5 e o de transmissão, indefinidamente.
Recentemente o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse que ainda não havia sinalização de quando os certames poderiam ser realizados. E ainda, que a decisão não havia pego ninguém de surpresa, pois os agentes já esperavam essa medida em função das incertezas causadas pelo impacto do novo coronavírus. Essa avaliação já havia sido verificada pela Agência CanalEnergia em reportagem sobre esse adiamento, consolidado por meio da Portaria nº 134 do MME, publicada no final de março.
O presidente executivo da Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas, Xisto Vieira Filho, disse à época que a medida foi acertada e a decisão das autoridades, sensata. E revelou que a entidade enviou correspondência ao ministério informando que o segmento apontava como preferência de retomada desses certames no mês de dezembro até o primeiro trimestres do ano de 2021.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53134025/governo-sinaliza-com-leilao-de-energia-existente-ainda-em-2020
quarta-feira, 6 de maio de 2020
AIE projeta queda de 5% na demanda por eletricidade em 2020
A pandemia de covid-19 representa o maior choque para o sistema global de energia em mais de sete décadas. Essa é a principal conclusão de um relatório da Agência Internacional de Energia, publicado nesta segunda-feira, 4 de maio. A queda na demanda deste ano resultará em um declínio anual recorde nas emissões de carbono de quase 8%. Já a demanda por eletricidade deverá diminuir em 5% em 2020, a maior queda desde a Grande Depressão na década de 1930.
Com base em uma análise de mais de 100 dias de dados reais até agora este ano, a publicação, Global Energy Review (acessível neste link, em inglês) inclui estimativas de como as tendências de consumo de energia e emissões de dióxido de carbono (CO2) provavelmente evoluirão ao longo de 2020. Esses dados são baseadas em suposições de que os bloqueios implementados em todo o mundo em resposta à pandemia são progressivamente diminuídos na maioria dos países nos próximos meses, acompanhados por uma recuperação econômica gradual.
O relatório projeta que a demanda de energia como um todo cairá 6% em 2020 – sete vezes o declínio após a crise financeira global de 2008. Em termos absolutos, equivale a perder toda a demanda de energia da Índia, o terceiro maior consumidor de energia do mundo.
Nas economias avançadas devem ser registrados os maiores declínios, sendo 9% nos Estados Unidos e 11% na União Europeia. A entidade lembra que o impacto da crise na demanda de energia depende fortemente da duração e do rigor das medidas para conter a propagação do vírus. Nos cálculos da AIE constatou que cada mês de bloqueio mundial nos níveis vistos no início de abril reduz a demanda global anual de energia em cerca de 1,5%.
Apesar deste cenário, as energias renováveis devem ser a única fonte de energia que crescerá em 2020, com sua participação na geração global de eletricidade projetada para aumentar, graças ao acesso prioritário às redes e aos baixos custos operacionais. Mesmo com as interrupções na cadeia de suprimentos que levaram à paralisação ou atrasaram a implantação em várias regiões, a solar fotovoltaica e a eólica estão no caminho para ajudar a elevar a geração de eletricidade renovável em 5% em 2020, auxiliada por uma maior produção de energia hidrelétrica.
De acordo com a AIE, as alterações no uso de eletricidade durante os bloqueios resultaram em declínios significativos na demanda geral de eletricidade, com níveis e padrões de consumo nos dias úteis parecidos com os de um domingo anterior à crise. Os bloqueios completos reduziram a demanda de eletricidade em 20% ou mais, com menores impactos de bloqueios parciais.
Depois de superar o carvão pela primeira vez em 2019, as fontes de baixo carbono devem estender sua liderança este ano para atingir 40% da geração global de eletricidade. Esse índice representa 6 pontos porcentuais à frente do carvão. Assim, essa tendência está afetando a demanda por eletricidade a partir de carvão e gás natural, que estão cada vez mais pressionados entre a baixa demanda geral de energia e o aumento da produção vinda das fontes renováveis.
Como resultado, a participação combinada de gás e carvão no mix global de energia deve cair 3 pontos porcentuais em 2020 para um nível registrado em 2001. Assim, o carvão é particularmente atingido, o maior declínio desde a Segunda Guerra Mundial. Após o pico de 2018, a geração de energia a carvão deverá cair mais de 10% este ano. Já a a demanda de gás natural está a caminho de cair 5% em 2020, a primeira interrupção após uma década de expansão.
Em sua análise o diretor executivo da AIE, Dr. Fatih Birol, aponta que ainda é muito cedo para determinar os impactos a longo prazo, mas o setor de energia que emerge dessa crise será significativamente diferente daquele que veio antes.
Contudo, a entidade destaca que apesar da resiliência das energias renováveis na geração de eletricidade em 2020, seu crescimento deve ser menor do que nos anos anteriores. A energia nuclear, outra importante fonte de eletricidade com baixo teor de carbono, está a caminho de cair 3% este ano em relação à alta histórica de 2019.
A queda de 8% nas emissões são o resultado dessas tendências, impulsionadas principalmente pelas reduções no uso de carvão e petróleo. Se confirmado esse resultado terá atingindo seu nível mais baixo desde 2010 e a maior redução de emissões já registrada, quase seis vezes maior que a queda recorde anterior de 400 milhões de toneladas em 2009, resultante da crise financeira global.
Para Birol, os governos podem aprender com essa experiência colocando tecnologias de energia limpa – além de geração – ações de eficiência energética, baterias, hidrogênio e captura de carbono, no centro de seus planos de recuperação econômica.Na opinião da entidade, investir nessas áreas pode criar empregos, tornar as economias mais competitivas e direcionar o mundo para um futuro de energia mais resiliente e mais limpo.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53133803/aie-projeta-queda-de-5-na-demanda-por-eletricidade-em-2020
Com base em uma análise de mais de 100 dias de dados reais até agora este ano, a publicação, Global Energy Review (acessível neste link, em inglês) inclui estimativas de como as tendências de consumo de energia e emissões de dióxido de carbono (CO2) provavelmente evoluirão ao longo de 2020. Esses dados são baseadas em suposições de que os bloqueios implementados em todo o mundo em resposta à pandemia são progressivamente diminuídos na maioria dos países nos próximos meses, acompanhados por uma recuperação econômica gradual.
O relatório projeta que a demanda de energia como um todo cairá 6% em 2020 – sete vezes o declínio após a crise financeira global de 2008. Em termos absolutos, equivale a perder toda a demanda de energia da Índia, o terceiro maior consumidor de energia do mundo.
Nas economias avançadas devem ser registrados os maiores declínios, sendo 9% nos Estados Unidos e 11% na União Europeia. A entidade lembra que o impacto da crise na demanda de energia depende fortemente da duração e do rigor das medidas para conter a propagação do vírus. Nos cálculos da AIE constatou que cada mês de bloqueio mundial nos níveis vistos no início de abril reduz a demanda global anual de energia em cerca de 1,5%.
Apesar deste cenário, as energias renováveis devem ser a única fonte de energia que crescerá em 2020, com sua participação na geração global de eletricidade projetada para aumentar, graças ao acesso prioritário às redes e aos baixos custos operacionais. Mesmo com as interrupções na cadeia de suprimentos que levaram à paralisação ou atrasaram a implantação em várias regiões, a solar fotovoltaica e a eólica estão no caminho para ajudar a elevar a geração de eletricidade renovável em 5% em 2020, auxiliada por uma maior produção de energia hidrelétrica.
De acordo com a AIE, as alterações no uso de eletricidade durante os bloqueios resultaram em declínios significativos na demanda geral de eletricidade, com níveis e padrões de consumo nos dias úteis parecidos com os de um domingo anterior à crise. Os bloqueios completos reduziram a demanda de eletricidade em 20% ou mais, com menores impactos de bloqueios parciais.
Depois de superar o carvão pela primeira vez em 2019, as fontes de baixo carbono devem estender sua liderança este ano para atingir 40% da geração global de eletricidade. Esse índice representa 6 pontos porcentuais à frente do carvão. Assim, essa tendência está afetando a demanda por eletricidade a partir de carvão e gás natural, que estão cada vez mais pressionados entre a baixa demanda geral de energia e o aumento da produção vinda das fontes renováveis.
Como resultado, a participação combinada de gás e carvão no mix global de energia deve cair 3 pontos porcentuais em 2020 para um nível registrado em 2001. Assim, o carvão é particularmente atingido, o maior declínio desde a Segunda Guerra Mundial. Após o pico de 2018, a geração de energia a carvão deverá cair mais de 10% este ano. Já a a demanda de gás natural está a caminho de cair 5% em 2020, a primeira interrupção após uma década de expansão.
Em sua análise o diretor executivo da AIE, Dr. Fatih Birol, aponta que ainda é muito cedo para determinar os impactos a longo prazo, mas o setor de energia que emerge dessa crise será significativamente diferente daquele que veio antes.
Contudo, a entidade destaca que apesar da resiliência das energias renováveis na geração de eletricidade em 2020, seu crescimento deve ser menor do que nos anos anteriores. A energia nuclear, outra importante fonte de eletricidade com baixo teor de carbono, está a caminho de cair 3% este ano em relação à alta histórica de 2019.
A queda de 8% nas emissões são o resultado dessas tendências, impulsionadas principalmente pelas reduções no uso de carvão e petróleo. Se confirmado esse resultado terá atingindo seu nível mais baixo desde 2010 e a maior redução de emissões já registrada, quase seis vezes maior que a queda recorde anterior de 400 milhões de toneladas em 2009, resultante da crise financeira global.
Para Birol, os governos podem aprender com essa experiência colocando tecnologias de energia limpa – além de geração – ações de eficiência energética, baterias, hidrogênio e captura de carbono, no centro de seus planos de recuperação econômica.Na opinião da entidade, investir nessas áreas pode criar empregos, tornar as economias mais competitivas e direcionar o mundo para um futuro de energia mais resiliente e mais limpo.
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terça-feira, 5 de maio de 2020
Investimentos em renováveis devem continuar no pós Covid-19, diz KPMG
Os investimentos em fontes renováveis devem se manter na retomada da economia após a pandemia de Covid-19. Em webcast setorial realizado pela KPMG na última quinta-feira, 30 de abril, o sócio Manuel Fernandes revelou que essa agenda deve continuar na lista de prioridades das empresas, assim como os movimentos de descarbonização.
De acordo com ele, naturalmente alguns setores mais afetados como transporte, turismo e construção vão sentir um impacto por conta da crise no curto prazo, mas no médio e longo prazo a temática das renováveis será revisitada, já que a sociedade é uma componente dela. Segundo ele, a melhora no meio ambiente trazida pelo confinamento social reforça o apelo pela opção pelas renováveis. “Isso tudo cria ainda mais uma expectativa e uma certeza que é necessário cumprir os compromissos assumidos de reduzir emissões de carbono”, explica.
Segundo ele, há um engajamento não só das grandes empresas, mas também dos fundos de pensão e investimentos e dos bancos de fomento. As escolhas têm recaído sobre as empresas que já estão inseridas nesse contexto. “Certamente continuarmos vendo contratos de longo prazo de energia limpa sendo feitos e as empresas vão continuar investindo na transição energética”, avisa.
Para Paulo Guilherme, sócio e líder de renováveis da KPMG, a descarbonização também continua na agenda e ele vê o movimento como irreversível, sendo difícil algum retrocesso. As empresas com boa gestão de caixa vão se manter fortes no investimento no médio e longo prazo. Ele cita empresas como CPFL, Rio Energy, Omega, Isa Cteep e Enel Green Power, que já emitiram Green Bonds e lembra que ele já vem sendo estudado para a geração distribuída. Segundo ele, esses papéis, ao lado das debêntures incentivadas, vão ocupar o lugar que o BNDES tinha no financiamento dos projetos renováveis. “Esse papel vem forte e é uma tendência de longo prazo”, avisa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53133664/investimentos-em-renovaveis-devem-continuar-no-pos-covid-19-diz-kpmg
De acordo com ele, naturalmente alguns setores mais afetados como transporte, turismo e construção vão sentir um impacto por conta da crise no curto prazo, mas no médio e longo prazo a temática das renováveis será revisitada, já que a sociedade é uma componente dela. Segundo ele, a melhora no meio ambiente trazida pelo confinamento social reforça o apelo pela opção pelas renováveis. “Isso tudo cria ainda mais uma expectativa e uma certeza que é necessário cumprir os compromissos assumidos de reduzir emissões de carbono”, explica.
Segundo ele, há um engajamento não só das grandes empresas, mas também dos fundos de pensão e investimentos e dos bancos de fomento. As escolhas têm recaído sobre as empresas que já estão inseridas nesse contexto. “Certamente continuarmos vendo contratos de longo prazo de energia limpa sendo feitos e as empresas vão continuar investindo na transição energética”, avisa.
Para Paulo Guilherme, sócio e líder de renováveis da KPMG, a descarbonização também continua na agenda e ele vê o movimento como irreversível, sendo difícil algum retrocesso. As empresas com boa gestão de caixa vão se manter fortes no investimento no médio e longo prazo. Ele cita empresas como CPFL, Rio Energy, Omega, Isa Cteep e Enel Green Power, que já emitiram Green Bonds e lembra que ele já vem sendo estudado para a geração distribuída. Segundo ele, esses papéis, ao lado das debêntures incentivadas, vão ocupar o lugar que o BNDES tinha no financiamento dos projetos renováveis. “Esse papel vem forte e é uma tendência de longo prazo”, avisa.
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segunda-feira, 4 de maio de 2020
Sobrecontratação média no Brasil é de até 20%, aponta CCEE
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica estima que a sobrecontratação das distribuidoras no país este ano poderá ficar em uma faixa de 16% a 20%. Esse deverá ser o indicador considerando o que se chama como ‘a distribuidora Brasil’, quando se soma todos os contratos no mercado regulado e o consumo de energia no país.
“De acordo com dados de hoje que temos esse é o cenário e o GSF estimado deverá ficar entre 81% e 82%”, disse o presidente do Conselho de Administração da entidade, Rui Altieri Silva, durante sua participação na edição especial do Agenda Setorial 2020, evento promovido pelo Grupo CanalEnergia – Informa Markets por meio da internet.
Ele apresentou dados que diferem do reportado pelo Ministério de Minas e Energia recentemente, de que a retração de consumo estaria na casa de 22%. A explicação é que as informações são dinâmicas e mudam constantemente. Ele informou que a queda de consumo está em 14% na média, sendo o maior volume no mercado livre, cuja retração é de 18% e de 13% no regulado.
Para o executivo da CCEE, esse deverá ser o patamar de queda de consumo no país. Ele classifica que a profundidade da retração já foi alcançado ou está bem próximo. Cita que as análises feitas apontam para uma estabilização da curva de consumo. Agora, destacou a questão é saber qual será a duração dessa crise provocado pelo novo coronavírus.
Em sua análise, o nível de GSF estimado não deverá ser um problema no país uma vez que o valor do preço de liquidações de diferença é estimado em pouco mais de R$ 100/MWh para o ano. Atualmente, está no piso regulatório de R$ 39,68/MWh desde a última semana de março em todo o país.
“Esse índice é baixo, mas é menos impactante com o PLD que está no piso se comparado ao valor de R$ 180/MWh, por exemplo. Além disso temos exposições menores dos geradores, que se adaptaram a um cenário de restrição hídrica”, comentou ele.
Silva se refere à mudança de prática de nível de contratação das geradoras. Anteriormente as empresas mantinham cerca de 95% de sua garantia física contratada, uma vez que 5% era considerado o risco de mercado. Com a crise do GSF as empresas mudaram e passaram a evitar a exposição ao máximo possível. Seja por meio de liberar energia de contratos ou buscando hedge no mercado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53133657/sobrecontratacao-media-no-brasil-e-de-ate-20-aponta-ccee
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