BNDES lança preço suporte para financiar projetos no mercado livre

O Banco de Desenvolvimento Econômico e Social passará a adotar uma nova metodologia de financiamento de projetos para o mercado livre. Chamado de preço suporte entra em vigor para a expansão e atender a necessidade de modernização do setor e impulsionar os investimentos. Essa nova metodologia chega como um aprimoramento do PLD Suporte, lançado em 2018 e que também passou por uma alteração para atendimento a empreendimentos que apostam apenas no mercado de curto prazo.

Apesar de estarem disponíveis ao mercado a estimativa do banco de fomento é de que a nova metodologia concentre praticamente 100% dos pedidos de financiamento para o mercado livre. A superintendente da área de energia da instituição financeira, Carla Primavera, revelou as novidades durante o 8º Encontro de Negócios da ABEEólica, que é realizado nesta quarta-feira, 30 de outubro, em São Paulo.

De acordo com ela, a nova modalidade terá diferentes patamares de preços com marcos para a sua mudança. Essas alterações ocorrerão a partir do 6º ano do contrato de financiamento e no 11º ano. De acordo com os cálculos do banco, os valores da energia começam em R$ 130/MWh a partir do início do suprimento e recuam R$ 10/MWh ao alcançar os marcos apontados, mas são reajustados pelo IPCA.

Além disso, serão duas metodologias de alavancagem, o SAC puro e o IPCA capitalizado. No primeiro, a ideia é de ter a rolagem para pelo menos 75% da capacidade de geração na partida e de 50% a partir do 10º ano de amortização. No segundo, a rolagem deve ser para, pelo menos, 75% da capacidade para todo o período de amortização. Entre as condições acessórias há uma conta reserva de 6 meses, e ainda, o compromisso de comercialização com rolagem de PPAs.

O preço suporte foi introduzido para a energia que não foi comercializada pelo investidor. Ela exemplificou que um projeto pode ter negociado energia por R$ 140/MWh por um período de quatro anos, entre o final desses acordos até o final do quinto ano o BNDES considera o valor de R$ 130/MWh que é o preço suporte.

“Realizamos o aprofundamento de nossos estudos do PLD Suporte e pegando como base o valor de comercialização da energia no mercado livre. Demos um passo a mais para que o banco divulgue novos preços, isso não é sinalização de preço de longo prazo, é sim o valor que o credor está disposto a correr, é um preço suporte de longo prazo para viabilizar os investimentos que os parques geradores tenham a financiabilidade”, afirmou ela.

Por sua vez, o PLD suporte continua a R$ 90/MWh com índice de serviço de cobertura da dívida de 1,3 vezes, com alavancagem na metodologia SAC puro e sem cesta de mitigantes a ser apresentada ao financiador. “Se alguém quiser investir e ficar exposto apostando no mercado de curto prazo ou não oferecer compromisso ao securitizador, estamos dispostos a financiar com os R$ 90/MWh com projeto descontratado e sem compromisso de comercialização”, destacou a executiva em sua apresentação.

Outra novidade nesse sentido é a retirada do critério de solvabilidade, ou seja, para estabelecer a alavancagem do projeto era aplicado o valor do PLD mínimo na análise dos projetos que constava da metodologia de cálculo. A ideia com esse critério era verificar a capacidade de pagar a dívida usando apenas o piso do preço de curto prazo. Esse método é mais destinado àqueles empreendedores que estão dispostos a ficar o todo o período do financiamento exposto ao mercado de curto prazo.

A executiva do BNDES explicou que isso limitava a alavancagem dos projetos e sua viabilidade. Por ser um valor na casa de cerca de R$ 40/MWh isso reduzia a capacidade de financiamento. Com a mudança é possível de se tirar essa barreira e viabilizar mais investimentos e projetos. Contudo, reforçou que acredita em uma reduzida ou quase nula busca por esta modalidade de financiamento para o ACL.

Desde que foi criado o PLD Suporte, o banco conseguiu viabilizar uma carteira que possui 13 projetos e soma 2,7 GW de potência instalada, desses, 818 MW em eólicas. A perspectiva é de que o preço suporte seja responsável pelo funding de projetos que estão nessa carteira e para aqueles novos que foram viabilizados no leilão A-6, bem como outros que estão no mercado livre e que ainda não fecharam contratos de financiamento.

Um balanço do BNDES aponta que de 2000 até o final do primeiro semestre de 2019, o banco financiou um total de 856 projetos que representou R$ 314,3 bilhões financiados que representaram e R$ 504,1 bilhões em investimentos. Em geração de energia está o valor mais elevado nesse total com R$ 139,8 bilhões de financiamentos e R$ 236,5 bilhões de investimentos.

Com isso, destacou Carla, o BNDES acaba sendo a maior instituição de financiamento de fontes renováveis do mundo, e isso, atuando em território nacional, com montantes equivalentes a US$ 30 bilhões ante os US$ 26,5 bilhões do segundo colocado, o Santander, de atuação global.

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Cotas da CDE crescem 27% e devem chegar a R$ 20,6 bi em 2020

O orçamento previsto para a Conta de Desenvolvimento Energético em 2020 será 11% maior que o de 2019 e vai atingir R$ 22,453 bilhões, contra R$ 20,208 bilhões desse ano. A conta a ser paga pelos consumidores também vai aumentar 27% e passar de R$ 16,238 bilhões para R$ 20,645 bilhões, com impacto tarifário médio de 2,42% para todos os consumidores do Sistema Interligado. Nas regiões Norte e Nordeste, esse impacto será menor, de 1,53%, e no Sudeste, Sul e Centro-Oeste maior, de 2,81%.

Os valores das cotas da CDE serão pagos por meio de encargo nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão (Tust) e de distribuição (Tusd) de energia elétrica. Consumidores em baixa tensão terão um impacto médio de 0,88% no Norte e no Nordeste e de 2,06% nas demais regiões. Para consumidores de maior porte, que usam mais a rede, o impacto também será maior: de 2,60% (N/NE) e de 3,60% (S/SE/CO) na alta tensão e de 1,12% (N/NE) e 2,76% (S/SE/CO) na média tensão.

Mesmo com a redução de 1% em relação a 2019, os descontos tarifários concedidos na distribuição são o item que mais pesará no bolso do consumidor, com R$ 8,417 bilhões. Entre os beneficiários desses subsídios os campeões de despesas são os consumidores do ambiente livre que compram energia de fonte incentivada (R$ 3,215 bilhões, 28% do total) e os consumidores rurais (R$ 2,828 bilhões, 25% do total).

O orçamento da CDE tem previsão de crescimento em outras despesas, como a Conta de Consumo de Combustíveis, que vem em segundo lugar em teremos de gasto, com R$ 7,586 bilhões e aumento de 20%; a tarifa social de baixa renda, com R$ 2,618 bilhões (10% maior em relação a 2019) e o Programa Luz para Todos, com R$ 1,142 bilhão (6% a mais). Os subsídios concedidos a cooperativas de distribuição para compensar a baixa densidade de carga dos mercados atendidos aumentaram 14% e podem chegar a R$ 339 milhões no ano que vem.

Fonte: Aneel

Existem ainda despesas da CDE com carvão mineral nacional (R$ 645 milhões, com queda de 7%); descontos tarifários na transmissão (R$ 855 milhões, queda de 6%); restos a pagar desse ano (R$ 327 milhões) e formação de uma reserva técnica do fundo (R$ 500 milhões). Outros R$ 25 milhões irão para a cobertura dos custos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica com a gestão da CDE.

O valor previsto pela Aneel para a conta setorial ainda pode ser reduzido em R$ 4,4 bilhões, caso o Tribunal de Contas da Uniao confirme a determinação para que a agência retire da CDE todos os subsídios que não estejam relacionados a políticas públicas do setor elétrico.

O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, lembrou que o assunto, que foi retirado de pauta pelo TCU, impacta diretamente a consulta pública que a agência vai abrir nesta quarta-feira, 30 de outubro. “A gente espera que isso seja decidido durante o processo da consulta pública. Até porque já foi pautado umas duas ou três vezes, retirado de pauta, e já tem maturidade suficiente para ser decidido até dezembro”, explicou Pepitone. O que tribunal vai julgar são embargos nos quais a agência pede esclarecimentos sobre a decisão da corte.

Pepitone admitiu em conversa com jornalistas que o orçamento de 2020 poderia ser ainda maior se não estivesse em vigor a retirada de 20% ao ano dos subsídios concedidos a consumidores rurais e a empresas de saneamento. Essa retirada começou em 2019 e, considerando que em 2020 serão eliminados mais 20% em descontos tarifários, o valor será reduzido em mais de R$ 1 bilhão.

Sobre o peso da energia incentivada nos custos da CDE, o diretor lembrou que “é um valor muito alto para tecnologias que já estão maduras e não têm necessidade mais desse desconto.” Ele acrescentou que o incentivo vai custar ao consumidor R$ 3,5 bilhões no ano que vem, considerando a parte que beneficia o consumidor do ambiente livre e o próprio gerador.

A Aneel vai receber contribuições dos interessados até 29 de novembro pelo e-mail cp020@aneel.gov.br, ou por correspondência para o endereço da Agência  – SGAN, Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo Geral, CEP: 70830-110), em Brasília-DF.

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Brasil teve o 7º pior ciclo hidrológico em 2019

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) informou nesta segunda-feira, 28 de outubro, que o Brasil teve o sétimo pior ciclo hidrológico da história em 2019, confirmando que o país ainda atravessa um período de chuvas fora da normalidade. O ciclo considera o período iniciado em novembro de 2018 e término em outubro de 2019. Para fins de comparação, o ciclo anterior (2017/2018) foi classificado como 11° pior da história.

A baixa hidrologia impacta os custos de operação do sistema e o consumidor de energia elétrica. Com menos chuvas, as hidrelétricas produzem menos, exigindo que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) utilize as térmicas para atender a carga, o que provoca o acionamento das bandeiras tarifárias.

Nos gráficos a seguir é possível ver como foi o comportamento das chuvas ao longo dos últimos 12 meses. No início do período úmido, em novembro de 2018, nota-se um bom volume de chuvas, caracterizado pelas cores em tons de azul. A partir de dezembro de 2018, o país passou a enfrentar um bloquei atmosférico, modificando completamente o cenário hidrológico positivo esperado para 2019.

Esse comportamento provocou a elevação no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e algumas comercializadoras tiveram dificuldade para horar com os seus compromissos contratuais. As chuvas voltaram em abril, mas desapareceu novamente a partir de julho de 2019.

As Energias Naturais Afluentes (ENAs) verificas em outubro 2019 ficaram assim: 57% (SE/CO); 36% (Sul); 29% (NE) e 74% (Norte). Para novembro, são esperadas ENAs de: 65% (SE/CO); 52% (Sul); 23% (NE) e 83% (Norte).

Durante o mês de outubro, ocorreu a redução no armazenamento de energia em todos os submercados: SE/CO: 23,5% (-7,6%), Sul: 39,6% (-2,0%), NE: 39,6% (-4,3%) e N: 32% (-16,7%).

Em 2019, a expectativa para o ajuste do Mecanismos de Realocação de Energia (MRE) está em 81,4%, com ajuste verificado de 58,8% em outubro e projeção de 68,4% para novembro.

A previsão para o PLD médio anual do Sudeste/Centro-Oeste subiu de R$ 219,50/MWh para R$ 229,85/MWh. Considerando os dados atuais, a CCEE estima que o impacto previsto do GSF será de R$ 20 bilhões para 2019, com o mercado regulado suportando R$ 14 bilhões e o livre, R$ 6 bilhões.

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ONS: período úmido inicia com vazões abaixo da média

As previsões iniciais para o primeiro mês do período úmido 2019/2020 começam em um nível abaixo da média para todo o país. O nível mais elevado de energia natural afluente estimada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico está no Norte com 83% da média de longo termo. A menor voltou a ficar no o submercado Nordeste, cuja expectativa é de apenas 23% da MLT. Se essa projeção se confirmar, representará o 2o pior mês de novembro do histórico par ao período. No Sudeste/Centro Oeste é esperado um índice de 65% da MLT e no Sul de 52% da média.
Já a projeção para a carga aponta para um crescimento de 1,6% ao final de novembro, ou 68.768 MW médios. Esse crescimento deve-se à perspectiva de crescimento no maior submercado do país, o SE/CO que é previsto em 2,3%. No Sul a expansão esperada é de 1,3% e no Norte de 3,9%. No NE está a única queda, com 1,5% menor do que registrado no mesmo mês do ano passado.
Já como esperado, o nível dos reservatórios continuam a recuar. O pior cenário está no SE/CO onde a estimativa é de encerrar o mês com 18,1% de utilização da capacidade de armazenamento ante um volume inicial de 23,9%. No Norte a projeção é de recuar de 31,9% para 21,1%. Já no Sul a estimativa é de deplecionamento de 40,6% para 25,2% e no NE está a situação proporcional menos pressionada passando de 40,1% para 32,8%.
Como consequência desse cenário o CMO médio para a primeira semana operativa de novembro aumentou para R$ 309,28/MWh, reflexo das cargas pesada e média em R$ 313,70/MWh e a leve em R$ 304,28/MWh. Esses valores estão equacionados para todo o país.
A programação de despacho térmico aumentou em decorrência da elevação do CMO. Para esta semana que se inicia no próximo sábado, 26 de outubro, estão previstos 11.230 MW médios. A maior parte, ou 6.066 MW médios, estão dentro da ordem de mérito. Há ainda mais 5.150 MW médios por inflexibilidade, e ainda, 14 MW médios por restrição elétrica.


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Paróquia da Lagoa instala sistema híbrido de geração de energia eólica e solar

A Paróquia de São José da Lagoa inaugurou, nesta quinta-feira, um sistema híbrido de geração energia eólica e solar. Os painéis solares que formam uma cruz no teto da igreja agora ganharam a companhia de uma turbina que pode gerar até 4,5 kw/h. Todo o sistema será capaz de reduzir em até 50% o consumo de energia elétrica da paróquia.

A projeção é que todo o custo dos equipamentos possa ser diluído na economia das contas de luz em cerca de cinco anos. Além de diminuir o gasto da igreja, a ideia é usar o espaço como uma vitrine do sistema para ser replicados em todo o Rio de Janeiro.

— A igreja é um local onde existem muitas atividades e um bom local para montar uma vitrine com boas mensagens. Só na paróquia a previsão é de economizar até R$ 25 mil por ano — contou Alexandre Pinhel, engenheiro da Maelstrom Alexandre Pinhel e idealizador do projeto.

A igreja do tripé sustentável
A iniciativa da geração de energia elétrica da Paróquia de São José da Lagoa é só um dos muitos projetos desenvolvidos pelo padre Omar no local que visa atender os 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) idealizado pela Organização das Nações Unidas (ONU). A igreja foi a primeira do país a ser abastecida por energia solar.

Para o pároco, sustentabilidade ultrapassa a questão ambiental. Ele explica que é preciso englobar um tripé: a realidade econômica, o desenvolvimento social e o meio ambiente:

— Sem essas três pontas amarradas não é possível ter um desenvolvimento sustentável. Queremos criar a atmosfera de bons exemplos para que outras instituições se inspirem e invistam na busca de soluções— contou padre Omar.

Entre as outras iniciativas da paróquia para tentar englobar o "tripé-sustentável" está o desenvolvimento de uma "bicicleta regadora", a montagem da árvore de natal exclusivamente com material reciclável, cursos de qualificação de mão de obra e até o uso de um barco movido a energia solar.

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Nordeste propõe taxa sobre energia do sol e do vento

Senadores da Região Nordeste querem aproveitar a discussão da reforma tributária no Congresso para buscar mais receitas para seus Estados, que são grandes produtores de energia renovável e enfrentam dificuldades de caixa. O senador Marcelo Castro (MDB-PI) sugere a criação de royalties sobre energia solar e eólica na forma de uma emenda à proposta de simplificação dos impostos.

O texto é simples: inclui, na Constituição, como “bens da União”, os “potenciais de energia eólica e solar” e permite a possibilidade de cobrança de participação ou compensação financeira, em articulação com os Estados, na exploração desses recursos. A definição da alíquota dos royalties seria feita por meio de lei, que exige maioria simples na Câmara e no Senado, bem como os critérios de divisão desses recursos entre União, Estados e municípios.

Para o senador, não há diferença entre essa proposta e os royalties cobrados sobre petróleo, minérios e cursos de água com potencial de geração de energia – o que diverge, segundo ele, é o fato de que a energia solar e a eólica ainda não eram viáveis em 1988, quando a Constituição foi feita. “O vento não é propriamente uma jazida, mas tem em alguns lugares e em outros não. A minha emenda tenta fazer com que os Estados com potencial de vento e sol tenham algum benefício, já que hoje eles não têm nenhum”, disse.

O secretário estadual de Fazenda de Pernambuco, Décio Padilha, disse que algum tipo de compensação – seja royalty ou imposto – aos Estados produtores é necessária, em razão das dificuldades financeiras que os governos vivem, pela transição rápida em direção a uma matriz limpa e pela desoneração de bens de capital usados na produção de energia, como baterias e turbinas de eólicas.

Controversa

A cobrança de royalties sobre sol e vento é controversa. A taxa tem como origem uma solução econômica para resolver conflitos de direito de propriedade. No Brasil, a Constituição definiu que a posse de petróleo, gás natural, minérios e da água utilizada para geração de energia é da União – e o pagamento de royalties seria uma compensação pela cessão desse direito de propriedade a terceiros.


No caso de petróleo, gás e minérios, tratam-se de recursos finitos, e o fim da exploração tende a inviabilizar a economia das regiões atingidas. Para hidrelétricas, quase sempre há impactos irreversíveis nas áreas alagadas e que inviabilizam outras atividades – nesse caso, a cobrança se dá sobre a geração de energia, e não sobre a água em si. Em todos os casos, o royalty funciona como uma compensação às localidades atingidas.

Para especialistas, não há como comparar essas situações com a geração de energia solar e eólica. Vento e sol são recursos infinitos e sua exploração não inviabiliza outras atividades econômicas. Além disso, não há conflito de propriedade, pois outras pessoas podem utilizar, ao mesmo tempo, os recursos para outras finalidades – entre elas aquecer água para chuveiros e mover moinhos de trigo, por exemplo.

A presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Élbia Gannouom, considera o conceito de royalty sobre vento inadequado. “O mesmo vento que gera energia bagunça os meus cabelos. Vamos ter de pagar pela brisa? Se o sol e o vento pertencem a alguém é a Deus, disse. “Quem vai pagar essa conta é o consumidor. Estarão taxando energia limpa no Brasil, enquanto o resto do mundo incentiva essa produção.”

Para o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, não há fundamento jurídico nem técnico para esse tipo de taxa sobre a energia solar. “O sol é um recurso renovável, disponível e de uso democrático”, afirma. “O sol é também um recurso imprescindível para agricultura e traz competitividade para a produção nacional. Vão taxar o agronegócio?”, questionou.

Uma proposta alternativa para contribuir com os Estados produtores é a do senador Jean-Paul Prates (PT-RN). Ele defende uma redistribuição dos recursos arrecadados com ICMS sobre energia, hoje concentrados no destino, para a origem. Essa proposta, segundo ele, reequilibraria a arrecadação entre os Estados e beneficiaria o Nordeste.


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S&P atribui rating à 1ª emissão de debêntures da Eletronorte e Furnas

A agência de classificação de risco S&P Global atribuiu o rating de crédito ‘brAAA’ às propostas de primeira emissão de debêntures da Eletronorte e de Furnas, no montante de R$ 1,5 bilhão por empresa, que contam com a garantia da Eletrobras. O pagamento deverá ser feito em duas séries, com vencimento final em novembro de 2029.

De acordo com a avaliação, os recursos captados serão destinados principalmente para o refinanciamento de dívidas existentes, reforço de caixa e investimentos comprometidos, motivo pelo qual a S&P não espera impacto material nas métricas de crédito da Eletrobras.

Na análise, o rating atribuído se encontra no mesmo nível que o de crédito na Escala Nacional Brasil de sua garantidora, refletindo o estreito vínculo que esta mantém com o governo federal e o fato de que, de acordo com a legislação brasileira, as entidades vinculadas ao governo não estão sujeitas à recuperação judicial.


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