BBCE prevê ter até outubro aval para operar com derivativos de energia elétrica

A plataforma eletrônica de negociação de contratos de energia elétrica BBCE espera obter até outubro um aval da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) para atuar como operadora de mercado de balcão organizado, o que permitirá oferecer a clientes negociações com derivativos de energia, disse à Reuters o presidente da empresa, Carlos Ratto.

Operações com derivativos de energia, nas quais investidores podem na prática realizar apostas na evolução dos preços ou buscar proteção contra sua variação, já têm sido realizadas entre agentes e registradas na bolsa B3, mas a ideia da BBCE é oferecer negociações em tela desses contratos.

A diferença entre essas operações e os negócios tradicionais de compra e venda de energia, registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), é que elas são puramente financeiras, e não envolvem a entrega física de eletricidade ao comprador.

Com isso, os agentes que pretendem operar com os derivativos não precisam aderir à CCEE e participar do mercado físico de energia, o que deverá abrir espaço para a entrada de outros agentes nas transações, como bancos e fundos de investimento, disse Ratto.

"Entramos com o pedido junto à CVM em meados de fevereiro... em setembro ou outubro esperamos obter essa licença. É o primeiro pedido desse tipo feito depois da criação da Cetip. Desde então não houve nenhuma outra autorização", destacou o executivo, que foi diretor da Cetip e da B3 antes de ser contratado para a BBCE neste ano.

"Meu setor é o financeiro, e o que queremos agora é essa aproximação do mercado de energia com o financeiro, esses são os planos", disse ele.

Segundo Ratto, a BBCE tem sido sondada por pelo menos três bancos que têm demonstrado interesse em operar com os derivativos de energia, com expectativas de que fundos e empresas do setor elétrico também façam negócios.

"A gente já percebe uma ou outra comercializadora (de energia) fazendo, mas hoje eles só conseguem registrar na B3. Já começamos a ver (demanda), e vamos encorpar isso. Estamos até pensando em no início possibilitar 'trading' sem cobrar, provavelmente", afirmou ele, destacando que a ideia é criar volume nas operações.

Os contratos negociados na BBCE deverão ser a princípio semanais e mensais, envolvendo sempre liquidação contra o preço spot da energia, ou Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado semanalmente pela CCEE e utilizado como referência também em negociações no mercado físico.

Inicialmente, o risco de crédito das operações será bilateral, mas a ideia é evoluir em algum momento no futuro para um mercado de bolsa, no qual a BBCE seria contraparte central de todas as transações, que seriam garantidas por uma clearing house.

Ainda não é possível dizer, no entanto, em quanto tempo seria possível avançar para esse mercado, uma vez que isso dependeria tanto da liquidez das operações quanto de evoluções regulatórias no setor elétrico, disse Ratto.

"Não quero travar uma data... mas acredito muito que vamos chegar (algum dia) a um mercado (de energia) de bolsa, como em outros países", apontou ele.

Entre os desafios nesse caminho, no entanto, estão a grande volatilidade e a complexidade de formação dos preços spot da eletricidade, que poderiam exigir cobranças "absurdas" junto aos agentes para viabilizar operações garantidas por uma clearing.

"Não adianta querer criar uma bolsa agora --o mercado não está preparado, está num estágio de liquidez, de metodologia de precificação, que tem que evoluir até você poder implantar".

Além das operações com eletricidade, o BBCE pretende negociar também derivativos associados à energia, como de gás, biodiesel, biomassa e etanol.

"O horizonte não é só energia elétrica", disse Ratto.

Criada em 2012, a BBCE tem como sócias dezenas de comercializadoras, incluindo empresas das gigantes Enel e EDP.

A busca da BBCE por autorização para operar um mercado de derivativos de energia vem em momento em que o governo discute uma reforma regulatória no setor elétrico que envolveria a evolução rumo a um mercado com "bolsa de energia associada a uma clearing house", segundo documento do Ministério de Minas e Energia sobre os planos de modernização.

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Governo determina estudos para abertura do mercado livre de eletricidade

Portaria do Ministério de Minas e Energia publicada nesta sexta-feira determina que deverão ser realizados estudos sobre medidas regulatórias necessárias para permitir a abertura do mercado livre para os consumidores com carga inferior a 500 kW, a partir de 1º de janeiro de 2024.

O mercado livre de eletricidade, no qual clientes com maior demanda, como indústrias, podem negociar contratos de energia diretamente com geradores e comercializadoras, exige carga acima de 0,5 MW para adesão, mas o governo tem falado em eventualmente reduzir gradualmente esse limite, em meio a planos para uma reforma na regulamentação do setor.

Atualmente, empresas com carga entre 0,5 MW e 2,5 MW são autorizadas a operar no mercado livre como "consumidores especiais", o que obriga a compra de energia proveniente de fontes renováveis, mas esse limite deverá ser alterado gradualmente, segundo a proposta do governo.

O governo ainda abriu consulta, por 15 dias, para aprimoramento da proposta.

Segundo a mesma portaria, a partir de 1º de janeiro de 2021, os consumidores com carga igual ou superior a 1.500 kW, atendidos em qualquer tensão, poderão optar pela compra de energia elétrica a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional.

A partir de 1º de julho de 2021, os consumidores com carga igual ou superior a 1.000 kW também terão a mesma opção, assim como isso deverá ocorrer, a partir de 1º de janeiro de 2022, para consumidores com carga igual ou superior a 500 kW.

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Siemens analisa 26 projetos termelétricos no Brasil

Com a incipiente abertura do mercado do gás natural proposta pelo governo federal, a Siemens tem buscado se movimentar para acompanhar as mudanças e avaliar novas oportunidades dentro do segmento. Em reunião com jornalistas na manhã desta quarta-feira, 7 de agosto, o CEO da multinacional no Brasil, André Clark, confirmou que a empresa irá investir diretamente em projetos termelétricos, a exemplo do Porto de Açu, informando que hoje há 26 iniciativas do tipo sendo analisadas pela companhia em todo país. “A atual disseminação da estrutura do gás traz diversas possibilidades. Há muita coisa sendo feita aqui e nas fronteiras”, comentou.

Segundo o executivo, os projetos envolvem usinas de termogeração a gás natural de alta eficiência, utilizando GNL ou gás explorado do pré-sal. “Só com esses empreendimentos as emissões de carbono podem cair de 5% a 6%”, prevê, afirmando que os ativos podem sair do papel num prazo de dois a quatro anos, com a indução também da formação de leilões térmicos a gás por diversas regiões no país.

Em sua fala, Clark chamou a atenção para a quantidade de discussões que está tendo com os representantes do governo federal e do MME sobre a questão da descarbonização no Brasil, afirmando que as autoridades estão tratando o tema com grande importância, estabelecendo metas. “Só a nossa meta de redução é a produção da França e da Alemanha juntas”, afirma.

Ele conta que após uma conversa que teve com representantes do governo ontem, ficou definido um plano para substituir 5 GW atuais da produção de térmicas a diesel para 19 GW em UTEs de grande porte e movidas a gás natural, isso para os próximos dez anos. “O diesel é muito sujo do ponto de vista climático, ambiental e econômico”, citando o preço da energia da fonte, que estava a R$ 1000 o MWh, enquanto os leilões das renováveis ofertavam abaixo de R$ 100.

Outro ponto levantado para o escopo do planejamento foi a segurança em se ter mais GW que podem ser utilizados para demanda latente, com energia despachável de base, fator importante para um cenário em que a demanda por energia é crescente. “Está posta como política pública, até para gerar emprego”, completou.

Sobre o Complexo do Porto do Açu, o CEO afirmou que a planta significa a tendência de modelo de investimento da empresa para o setor, num caso inovador de parceria com a petroleira BP e a Prumo Logística, dona do terreno em que os ativos estão sendo implementados. “O mais interessante é que o projeto está situado entre dois megadutos de gás que acabaram de ser privatizados, podendo configurar um hub para distribuição do combustível no país”, comenta.

Ministérios correlatos e prioridades
Perguntado sobre a avaliação do governo federal até aqui, no que tange os interesses da Siemens, o presidente afirmou que a interação com a chamada “agenda econômica expandida”, formado pelos blocos dos Ministérios da Economia, Minas e Energia, Infraestrutura, PPI, Agricultura e Ciência e Tecnologia, é muito boa e está avançando positivamente, num movimento com características que impressionaram o executivo, como o fato de nas seis pastas citadas nenhuma ser comandada por político, e sim por um profissional técnico.

“Em 20 anos de infraestrutura nunca vi isso antes. Corremos o risco de dar muito certo”, assinala, afirmando que essa forma de atuação do atual governo gera ruídos no Congresso porque é um outro jeito de gerir o estado e tem suas consequências. Além dos ministérios estarem se comunicando, “completamente correlatos e com um diálogo impressionante”, Clark saúda a escolha de trazer ex-militares, que se aposentaram ou estão na reserva, para ajudar na transformação do estado, aplicando técnicas de gestão a projetos e a todos processos básicos e gerenciais. “São pessoas que possuem formação acadêmica de excepcional qualidade, em diversas áreas. É um alento enorme”, comemora.

Sobre a reforma pela qual o setor elétrico deve passar, Clark disse que o assunto está sendo discutido e em certo ponto pressionado, mas que o governo está priorizando atualmente outras decisões mais emergenciais, como a votação da reforma da previdência e tributária, para depois discutir o marco do setor elétrico. “É uma questão importante mas há outras coisas urgentes no caminho. É a quarta ou quinta prioridade para o congresso”, avaliou.

Para ele, mais importante do que a série de correções a serem feitas para proteger os modelos de negócios das distribuidoras e outros casos, é a criação de novos mercados que o marco pode oferecer, com a tarifa horária e com o advento da geração distribuída, onde novos elementos na cadeia de valor brasileira serão impostos, “o que é fundamental pois afeta diversos áreas, inclusive na geração de empregos.” E é claro que irá movimentar os negócios da multinacional, que possui expertise e um portfólio de soluções tecnológicas que prometem dar conta do futuro do setor elétrico, da chamada transição energética.


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Energia limpa deve ser 40% do mix total até 2040 para cumprir metas de aquecimento global

O relatório Energy Transition Outlook, produzido pela Wood Mackenzie, alerta que para que se cumpra a meta de aumento de 2º C do acordo de Paris a energia zero-carbono precisará responder por 40% do mix energético total até 2040, em comparação com apenas 15% previstos no relatório. Na atual taxa de progresso, a análise de Wood Mackenzie indica que o mundo está em uma trajetória de aquecimento de 3ºC. De acordo com David Brown, diretor de mercados e transições das Américas, a energia de carbono zero contribuiu com apenas 10% para a demanda global no ano passado. Destes, 8% foram fornecidos por usinas nucleares e hidrelétricas, e 2% por usinas solares e eólicas. Ele destaca os esforços do Reino Unido, mas lembra que outros grandes mercados densos de energia fizeram pouco ou nenhum progresso.

Para o diretor de mercado Prakash Sharma, é necessário que muito mais precisa ser feito em torno da política de zero carbono, investimento e design de mercado para um mundo 2C se firmar. Segundo ele, este é o desafio de escalabilidade que se vê. Brown diz ainda que os mercados mais desenvolvidos estão em vias de atingir apenas 50% de energias renováveis até 2040. Várias restrições significam que os mercados precisam recorrer a usinas de gás ou carvão para atender à demanda.

O diretor Sharma disse que 25% das emissões vêm do setor de transporte rodoviário. Os veículos elétricos representam apenas 2% das vendas atuais de veículos leves e, embora levará tempo, a Wood Mackenzie espera que a participação dos VEs no mercado se expanda rapidamente nas próximas duas décadas.

O relatório crê que a precificação de carbono, investimentos em captura e armazenamento de carbono e tecnologias de hidrogênio baseadas em renováveis são três medidas concretas necessárias para intensificar os esforços em direção a um caminho 2C.

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Liquidação do mercado de curto prazo movimenta R$ 566 milhões

A liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo referente às operações de junho movimentou R$ 566 milhões. Esse valor representa apenas 6,9% dos R$ 8,23 bilhões contabilizados. Do valor não pago, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, R$ 7,31 bilhões estão relacionados com liminares de GSF no mercado livre e R$ 350 milhões representam outros valores em aberto da liquidação.

De acordo com comunicado da CCEE, os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência oriunda de liminares do GSF perceberam adimplência próxima de 96%. Os agentes amparados por decisões que determinam a incidência regular das normas perceberam adimplência de 4%. Após a operacionalização dessas decisões judiciais, os credores que não possuem liminares relacionadas ao rateio da inadimplência perceberam adimplência próxima de 2%. A operação envolveu 7.971 agentes, sendo 1.097 devedores e 6.874 credores.

Já a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (Conta Bandeiras) movimentou R$ 114.273.480,26. A operação considerou o pagamento de 80 distribuidoras e permissionárias devedoras na Conta no valor de R$ 75.220.450,88, o pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 39.010.846,42, aportados por 24 agentes geradores, e o saldo relacionado a pagamentos de inadimplências de competências de períodos anteriores no valor de R$ 42.182,96. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 20 distribuidoras credoras.


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BNEF: expansão do setor será liderada pela solar e eólica até 2050

O cenário para os próximos 30 anos no setor elétrico brasileiro é de atração de investimentos que elevarão a matriz elétrica nacional em 222 GW. Essa é uma das conclusões apresentadas pela BloombergNEF em sua versão 2019 do relatório New Energy Outlook. O país deverá passar de 159 GW de capacidade instalada para 325 GW em 2050. A perspectiva é de que o país demande investimentos da ordem de US$ 155 bilhões nesse período, segundo as projeções da empresa. Se considerar a inclusão de baterias o investimento pode ter um acréscimo de mais US$ 13,7 bilhões, basicamente em dispositivos de pequeno porte para geração distribuída.

O grande destaque que o relatório específico sobre o Brasil traz é que a expansão da matriz deverá se dar de forma mais expressiva por meio da solar fotovoltaica tanto em grande escala mas, principalmente, pela geração distribuída. Ao final do período analisado o país poderá alcançar volumes instalados de 70 GW em GD, 54 GW em solar centralizada além de outros 42 GW em energia eólica. Ao mesmo tempo deverá ser registrado um descomissionamento de 55 GW em usinas nas próximas três décadas.

De acordo com a analista da BloombergNEF, Luiza  Demôro, essas estimativas consideram dados sem a influência de qualquer política pública ou incentivo a partir da metade da próxima década em termos de expansão da capacidade mais barata e com sentido econômico. “O cenário é de que em 2050 o Brasil tenha cerca de 50% de sua matriz elétrica total baseado em fontes intermitentes e isso só será possível por conta do papel das usinas hidrelétricas que podem atribuir maior flexibilidade”, apontou a executiva em apresentação a clientes nesta quinta-feira, 1º de agosto.

A expansão nos próximos 30 anos, continuou a executiva, está baseada nas fontes eólica e solar. A primeira manterá a liderança no volume adicionado até o início da década de 2030. Após esse período o crescimento estará baseado na solar que será a líder no crescimento da matriz elétrica nacional. Isso daria uma média de expansão na casa de 1,6 GW em média no horizonte analisado.

“A matriz brasileira caminha para chegar em 2050 composta por 98% de fontes renováveis”, Luiza Demôro, da BloombergNEF.

Apesar das previsões de redução da presença da fonte hidrelétrica na matriz nacional, a fonte hídrica terá um papel fundamental para apoiar o parque de geração nacional. Hoje a fonte representa cerca de 68% da capacidade de geração e a tendência nos próximos anos é de desaceleração da implantação ao passo que passará a representar apenas um terço da geração brasileira. Na curva de geração projetada em 2050 a fonte deverá ser utilizada para segurar o sistema quando a solar não estiver disponível, ou seja, prioritariamente no período noturno, enquanto a solar será a responsável pelo grande volume de energia injetada ao longo do dia.

“A matriz brasileira caminha para chegar em 2050 composta por 98% de fontes renováveis”, apontou a analista. “A complementaridade entre a eólica e a hídrica mostra que a adição de fontes intermitentes é possível nos próximos anos”, disse.

Inflexão
Segundo a BNEF, há dois pontos de inflexão no relatório que apontam atualmente a eólica como fonte de geração mais barata do que a geração a gás natural no Brasil. E esse é um fenômeno classificado como interessante, pois aqui é que se obteve esse resultado ao comparar o LCOE da fonte dentro dos países que fazem parte do relatório. “Nos outros países esse ponto de inflexão está na fonte solar” resumiu James Ellis, chefe de pesquisa da BNEF para a América Latina, lembrando que a eficiência dessa fonte no Brasil é um ponto fora da curva da normalidade por estar acima de qualquer outro local do mundo.

Luiza Demôro acrescentou ainda que essa linha de transição de custo entre a solar e o gás natural também vai chegar, mas isso deverá ser verificado apenas no início da década de 2030. Até por isso a previsão da BNEF de que a fonte solar deverá acelerar seu desenvolvimento apenas daqui a 11 anos.

Nesse sentido o papel do consumidor também será relevante em termos de investimentos em sistemas de geração distribuída. Tanto que a projeção é de que o país seja o segundo mercado global em termos de participação da geração descentralizada em todo o mundo. Essa estimativa tem como base a expectativa de aportes em GD mais elevados do que em geração solar centralizada, como apontado anteriormente pela BNEF. Em 2050, o Brasil deverá ficar atrás apenas do Japão em termos de participação dessa forma de geração.

Na avaliação da analista, nem mesmo a perspectiva de introdução do programa federal Novo Mercado de Gás, anunciado recentemente pelo governo federal, seja capaz de mudar esse ponto de inflexão de custos. Demôro avalia que esse mercado pode demorar para ser implementado no país. Para ela, a diferença das curvas de custo estão se distanciando rapidamente em decorrência da tendência mundial de redução de preços das renováveis.

Para ela, quando o preço do gás realmente cair a um nível esperado pelo governo a curva de custo já estará em um nível afastado e que não permitirá mudança nesse ponto. A não ser que a mudança seja rápida, poderíamos ver a extensão do gás ainda competitivo para a geração por um curto espaço de tempo, mas que no longo prazo a tendência é das renováveis não poderem ser enfrentadas.

A versão 2019 do New Energy Outlook apontou que reduções significativas nos custos de tecnologias de energia eólica, solar e baterias resultarão em uma rede alimentada quase pela metade pelas duas fontes de energia renovável com maior crescimento até 2050 em todo o mundo.

A demanda de eletricidade deve aumentar 62%, resultando em um aumento de quase o triplo da capacidade de geração global entre 2018 e 2050. Isto irá atrair US$13,3 trilhões em novos investimentos, dos quais US$5,3 trilhões serão direcionados para plantas eólicas e US$4,2 trilhões para plantas solares. Além dos gastos com novas usinas geradoras, US$840 bilhões serão investidos em baterias e US$ 11,4 trilhões para expansão da rede elétrica.

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Investimentos globais em armazenameto devem somar US$ 660 bi até 2040

Os investimentos em instalações de sistemas de armazenamento de energia em todo o mundo deverão crescer exponencialmente de um volume entre 9 GWh a 17 GWh para algo entre 1,1 a 2,8 TWh até 2040. A previsão consta do mais recente estudo realizado pela BloombergNEF (BNEF), divulgado nesta quarta-feira, 31 de julho. O valor do investimento poderá alcançar US$ 662 bilhões e será possível em decorrência da acentuada queda dos custos das baterias de íon-lítio. No período de 2010 a 2018 a redução foi de 85%.
O estudo, intitulado Energy Storage Outlook 2019, projeta uma redução adicional de 50% do custo da bateria por quilowatt-hora em 2030 quando a demanda crescer em dois mercados diferentes: armazenamento estacionário e veículos elétricos. O relatório continua a modelar o impacto disso em um sistema global de eletricidade cada vez mais penetrado por energia eólica e solar de baixo custo.
A análise da BNEF sugere que baterias mais baratas podem ser usadas cada vez mais em diferentes aplicações. Entre estas estão o deslocamento de energia quando há muita eólica e solar no sistema e que podem causar pico no sistema bem como para clientes que querem comprar a energia em horário mais barato para despachar em outro período.
De acordo com o chefe para o segmento de armazenamento de energia da BNEF, Logan Goldie-Scot, no curto prazo, a combinação entre renováveis e baterias, especialmente a solar, se transformará no maior direcionador para o uso desses dispositivos. Para o analista está é uma nova era de renováveis despacháveis, baseada em novas estruturas de contrato entre o desenvolvedor e o sistema elétrico.
Apenas 10 países estão em vias de representar quase três quartos do mercado global em termos de GW, de acordo com a previsão da BNEF. A Coréia do Sul é o principal mercado em 2019, mas em breve cederá essa posição, com a China e os EUA à frente até 2040. Os demais mercados importantes incluem Índia, Alemanha, América Latina, Sudeste Asiático, França, Austrália e Reino Unido.
Segundo a BNEF, há uma transição fundamental no desenvolvimento do sistema de energia e setor de transporte. Os custos de vento, solar e bateria decrescentes significam que a energia eólica e solar serão responsáveis ​​por quase 40% da eletricidade mundial em 2040, ante cerca de 7% atuais. Enquanto isso, os veículos elétricos de passageiros podem se tornar um terço da frota mundial de veículos de passageiros até 2040, contra menos de 0,5%, acrescentando grande escala ao setor de fabricação de baterias. Além disso, a demanda por armazenamento aumentará para equilibrar a maior proporção de geração variável e renovável no sistema elétrico. As baterias serão cada vez mais escolhidas para gerenciar esse mix dinâmico de oferta e demanda.
A demanda total por baterias dos setores de armazenamento estacionário e transporte elétrico está prevista para ser 4,6 TWh em 2040, proporcionando uma grande oportunidade para fabricantes de baterias e mineradoras de metais componentes, como lítio, cobalto e níquel.

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