Moody’s vê estabilidade para distribuição e transmissão em 2020

A agência de classificação de risco Moody’s Investors Service avalia que a perspectiva para segmentos de distribuição e de transmissão de energia no Brasil é estável para 2020. Em relatório, a empresa aponta que esse é um reflexo do ambiente regulatório favorável do país.
Nos próximos 12 a 18 meses, apontou, as companhias de distribuição se beneficiarão de aumento na demanda, enquanto aquelas focadas na transmissão continuarão ganhando com receitas baseadas em disponibilidade. A previsão da agência é de que o consumo de energia cresça em um patamar próximo a 2,6% no ano que vem, o que levará a fluxos de caixa combinados mais fortes para companhias de distribuição. Porém, são os esforços para reduzir despesas operacionais que sustentarão as margens próximas de 15%.
“Para as companhias de transmissão, as margens provavelmente permanecerão na faixa de 75% a 80%”, afirma a VP analista sênior da Moody’s Cristiane Spercel em comunicado.
Na avaliação da empresa, a redução de alavancagem é limitada uma vez que as companhias lidam com elevadas necessidades de investimento. E continua ao lembrar que embora a qualidade dos serviços venha melhorando, as perdas de energia permanecem elevadas, o que pode levar a potenciais metas regulatórias mais restritivas e exigências de investimentos mais elevados. Por outro lado, condições de mercado favoráveis permitem uma maior flexibilidade em relação à gestão de passivos.
Ao mesmo tempo, a necessidade de ampliar as redes de transmissão e a confiabilidade do sistema, à medida que a demografia, preferências do consumidor e tecnologia evoluem, provavelmente manterá políticas públicas favoráveis ao setor.
De acordo com o relatório, que a Moody’s publicou para seus assinantes, a perspectiva para o segmento de distribuição pode mudar para positiva se as margens de caixa operacional permanecerem acima de 15%, mas pode ser alterada para negativa se as métricas caírem abaixo de 7%. Para o setor de transmissão, uma perspectiva positiva é provável se as margens permanecerem acima de 85% em uma base sustentável, enquanto margens caindo abaixo de 70% podem levar a uma perspectiva negativa.

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Leilões A-1 e A-2 vendem 308 MW médios

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) realizaram nesta sexta-feira, 6 de dezembro, os leilões de energia existente A-1 e A-2 de 2019. No total, foram negociados 308 MW médios, movimentando aproximadamente R$ 918,9 milhões em contratos de energia.

O leilão A-1 negociou 29 MW médios ao preço médio de R$ 158,37/MWh, com deságio de 16,65% em relação preço-teto estabelecido, de R$ 190,00/MWh – movimentando R$ 80,5 milhões. Participaram como compradoras as empresas Enel Rio, CEA e Cemar. Todos os contratos form atendidos pela Stima Energia, dos sócios Érico Mello, Daniela Alcaro e Rodrigo Violaro. O leilão A-1 tem período de suprimento de 1º de janeiro 2020 e término em 31 de dezembro de 2020.

Já no leilão de energia A-2 foram negociados 279 MW médios, ao preço médio de R$ 171,52/MWh, alcançando deságio de 9,7% e movimentando R$ 838,4 milhões. O leilão A-2 tem período de suprimento de 1º de janeiro de 2021 a 31 de dezembro de 2022.

O preço médio de venda para o produto quantidade de R$ 165,35/MWh representou um deságio de cerca de 13,98%. O produto disponibilidade negociou ao preço médio de R$ 182,86/MWh, deságio de cerca de 3,76% em relação ao preço teto.

Participaram como compradoras as distribuidoras CEA, Cemar, Equatorial Piauí, Coelba e Light. No produto quantidade, estão entre os vendedores as empresas Argon Comercializadora, Bio Energias, Brasil Comercializadora, Eletronorte, Statkraft, Stima e Tradener. No produto disponibilidade, venderam energia três térmicas do complexo Parnaíba, da Eneva, e a UTE Ibirité, da Petrobras.

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Leilão A-1 termina com R$ 80,5 milhões negociados

Em menos de 30 minutos, o leilão de energia existente A-1 terminou nesta sexta-feira, 6 de dezembro, com R$ 80,5 milhões em contratos negociados. O preço médio de venda de R$ 158,37/MWh representou um deságio de cerca de 20% em relação ao preço teto de R$ 190/MWh. Participaram como compradoras as empresas Enel Rio (262.526.316 MWh), CEA (44.979.509 MWh) e Cemar (201.270.175). O leilão A-1 tem período de suprimento de 1º de janeiro 2020 e término em 31 de dezembro de 2020. Não foi possível identificar os agentes vendedores. O leilão A-2 está previsto para ser iniciado às 11:00, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

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O mercado de energia eólica mais barato do mundo enfrenta atrasos

Cada vez mais parques eólicos enfrentam atrasos na Índia diante da dificuldade de incorporadoras para dar andamento aos projetos no mercado mais barato do mundo.

Cerca de 2 gigawatts de geração de energia eólica leiloados pelo governo federal desde fevereiro de 2017 estão atrasados, de acordo com a BloombergNEF. Esse número mais que quadruplicou desde fevereiro, ameaçando inviabilizar as metas de energia renovável do país.

As incorporadoras têm dificuldade em encontrar terras baratas, obter financiamento e de se conectar às redes. Além disso, aceitaram baixas tarifas de energia verde, entre as menores do mundo nos últimos dois anos e meio. Também permanece a incerteza se as empresas de distribuição de energia não atrasarão os pagamentos.

“Com tarifas tão baixas, os projetos podem ser viáveis apenas se tiverem acesso a fundos de baixo custo, terras baratas e infraestrutura de transmissão barata”, mas esses três fatores não estão presentes na maioria dos projetos eólicos, disse Prashant Khankhoje, diretor da India Electron Exchange, uma empresa de consultoria de energia com sede em Nova Déli.

“O risco de atrasos nos pagamentos das distribuidoras de energia é outro grande problema, o que deixa credores com medo de emprestar para projetos eólicos.”

A Adani Green Energy, a Torrent Power e a Renew Power estão entre as empresas que não cumpriram as metas. As três empresas e o Ministério de Energia Renovável não responderam a e-mails pedindo comentários.

A necessidade de manter os custos baixos em meio à crescente concorrência também afetou os resultados financeiros de alguns fabricantes de turbinas, como a Suzlon Energy, atrasando a execução de projetos.
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“Hoje ficamos com um punhado de fornecedores de equipamentos que transformaram o setor de um mercado de compradores em um mercado de vendedores”, disse Vinay Rustagi, diretor da Bridge To India, consultoria do setor de energias renováveis. “As incorporadoras perderam a alavancagem de barganha necessária para tornar o projeto viável.”

Em 2014, o primeiro-ministro da Índia, Narendra Modi, estabeleceu uma meta para instalar 175 gigawatts de capacidade de energia renovável até 2022. Ao se aproximar dessa meta, este ano Modi anunciou um plano de longo prazo para instalar 450 gigawatts de capacidade renovável como parte dos esforços para reduzir a intensidade das emissões na Índia.

“Essa meta parece extremamente ambiciosa”, disse Rustagi. “Até que os principais problemas de disponibilidade de local, adesão a contratos e pagamentos no prazo de distribuidoras de energia sejam resolvidos, as incorporadoras terão receio de investir.”

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PLD médio cai 26% e é fixado em R$ 234,99/MWh para todos os submercados

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para a primeira semana de dezembro (30 de novembro de 2019 a 06 de dezembro), o preço médio de todos os submercados caiu 26% em relação à semana passada, saindo de R$ 317,33/MWh para R$ 234,99/MWh. O principal fator responsável pela redução do preço do PLD foi a melhora em relação a expectativa de afluências para as próximas semanas. 

Para novembro de 2019, espera-se que as afluências fechem em torno de 64% da Média de Longo Termo – MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados: no Sudeste/Centro-Oeste, é de 61%; no Sul é de 97%; no Nordeste, 22% e, no Norte, 64% da MLT. 

A previsão esperada para o mês de dezembro de 2019 é que as afluências fiquem em torno de 75% da MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados. No Sudeste/Centro-Oeste, a expectativa é de 83%; no Sul, 79%; no Nordeste, 37% e, no Norte, 70% da MLT. 

Para a próxima semana, a expectativa para a carga prevista do SIN é em torno de 648 MWmédios mais baixa, com reduções no Sudeste (- 1.132 MWmédios) e no Norte (- 50 MWmédios). Para o Sul (+390 MWmédios) e o Nordeste (+144 MWmédios) a expectativa é de elevação da carga. 

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.166 MWmédios acima do esperado, com elevação em todos os submercados: Sudeste (+410 MWmédios), Sul (+268 MWmédios), Nordeste (+311 MWmédios) e Norte (+177 MWmédios). 

O fator de ajuste do MRE estimado para o mês de novembro de 2019 é de 67,4% e a previsão para dezembro é de 90,9%; 

O ESS previsto para novembro de 2019 está em R$ 1 milhão, enquanto para dezembro, a previsão é de R$ 3,2 milhões, sendo para ambos os meses referente apenas às restrições operativas.

A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE.

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Reservatórios do SE/CO operam abaixo de 19% da capacidade

Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste apresentaram recuo de 0,1% em sua capacidade de armazenamento, que se encontra em 18,9%, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a partir de dados da operação do sistema da última segunda-feira, 2 de dezembro. A energia contida indica 38.483 MW mês e a afluente está em 61% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 12,70% e a usina de Nova Ponte com 18,03%.

Já o submercado Nordeste foi o único a contar com crescimento no volume útil, no caso de 0,1%, ficando com 33,5% de sua vazão. A energia afluente permanece em 15% e a armazenada indica 17.358 MW mês. A hidrelétrica de Sobradinho funciona a 25,85%. No Sul a diminuição foi de 0,4%, fazendo o subsistema ir para 35,3%. A energia afluente no mês segue em 61% da MLT, enquanto a armazenada afere 7.261 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam respectivamente com 15,40% e 36,58%.

Por sua vez a região Norte registrou recuo de 0,6% nos níveis, que foram para 20,3%. A energia armazenada admite 3.053 MW e a armazenável aparece com 46% da MLT. A usina de Tucuruí opera com 24,88% de sua capacidade.

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ONS: vazões no Sudeste aumentam em dezembro

O mês de dezembro para a operação do sistema interligado começa com a previsão de vazões em nível mais elevado  do que o fechamento de novembro. Segundo dados apresentados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico referentes ao PMO para os últimos 31 dias do ano a estimativa é de que as vazões fiquem mais elevadas em quase todo o país. A projeção inicial da energia natural afluente para o maior submercado do país, o sudeste/centro oeste é de 83% da média de longo termo, para o sul é de 80% da MLT, no norte é esperado 70% e no nordeste está o mais baixo, com 37% da média histórica de vazões.

A projeção de carga em dezembro é de aumento de 2,4% quando comparado ao mesmo período do ano passado. Se essa previsão se confirmar chegará a 69.468 MW médios. Nos quatro submercados do país é esperada a expansão na demanda. O índice mais elevado está no Norte com 7,6%, seguido do NE com 5,6%, no sul é de 3,7% e no SE/CO o menor, crescimento de 0,5%.

Em termos de armazenamento, o mês começa com a estimativa de recuperação dos volumes apenas no SE/CO e no NE ante o fechamento de novembro. No primeiro o índice deverá chegar a 21,8% ante o volume inicial de 18,7% e no segundo, 34,7% ante o inicial de 33,2%. Já no Norte queda de 21,5% para 14% e no sul de 36,8% para 30,8%.

O custo marginal de operação médio em dezembro recuou ante o fechamento de novembro. O valor estabelecido para a primeira semana operativa de dezembro é de R$ 231,23/MWh em todo o país. Para a carga pesada e média os valores estão equalizados em R$ 232,59/MWh e na leve em R$ 229,81/MWh.

Com isso o volume de despacho térmico também recuou quando comparado à semana passada. Está em 9.721 MW médios, sendo 4.829 MW médios por ordem de mérito, 4.692 MW médios por inflexibilidade e mais 200 MW médios por restrição elétrica.

A oferta de importação de energia do Uruguai pela Eletrobras é de um total de 285 MW médios nos três patamares de carga com CVUs que vão de R$ 121,15/MWh a R$ 218,04/MWh nos ao longo dos quatro blocos ofertados. Pela Enel a importação é no mesmo volume e uma faixa de custo variável que começa em R$ 121,39/MWh a R$ 221,73/MWh. Da Argentina a oferta é de 800 MW médios pela Tradener com CVUs de R$ 280,90/MWh no bloco 1 e de R$ 289,80/MWh no bloco 2.

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