Bahia contabiliza mais R$ 500 mi em investimentos em energia

Dois projetos no segmento de energia serão responsável pelo investimento de R$ 500 milhões na Bahia, informou a Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDE). Esse montante é resultado de protocolos de intenções assinados entre o órgão e empresas desses dois setores. Segundo comunicado, o valor mais elevado é originado da fazenda solar Sol do Sertão II, que vai implantar um projeto em Oliveira de Brejinhos, cujo aporte é previsto em R$ 300 milhões.
O parque solar faz parte de um complexo com mais duas usinas cujo pedido de protocolo junto à secretaria baiana deverá ser apresentado ainda este ano. A estimativa é de que no pico da construção das três usinas, que juntas terão 455 MW de potência instalada, deverão ser empregadas 700 pessoas. O investimento do complexo será de aproximadamente R$ 1,1 bilhão e a previsão do início da operação é março de 2021, segundo dados da empresa responsável pelos empreendimentos.
Já a Janaúba Transmissora de Energia Elétrica, vai investir R$ 200 milhões na construção de linhas de transmissões que irão passar pelos municípios de Bom Jesus da Lapa, Riacho de Santana, Palmas de Monte Alto e Sebastião Laranjeiras. A previsão é que a obra esteja implantada em fevereiro de 2022. Na fase de construção serão gerados mais de 200 empregos.

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Estudo mostra que taxar energia solar vai inibir investimentos

Taxar a energia solar pode inibir investimentos em Geração Distribuída (GD). A conclusão é de pesquisadores da Fundação Getulio Vargas (FGV), técnicos de entidades representativas do setor de energia solar, parlamentares e acadêmicos de relevância internacional. Os especialistas apresentaram, nesta quarta-feira (27/11), em Brasília, diferentes estudos que analisam a revisão da Resolução Normativa (REN) 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que prevê taxar, em 60%, o setor de geração distribuída solar fotovoltaica.


O tema estava em consulta pública até 7 de novembro, mas a Aneel anunciou a prorrogação do prazo final. Agora, os interessados têm até 30 de dezembro para enviar sugestões de mudanças na resolução. A GD tem crescido nos últimos anos, mas representa apenas 1% da produção de energia no país. Atualmente, o Brasil possui 127 mil sistemas de microgeração distribuída fotovoltaica, equivalentes a 0,2% dos 84,1 milhões de consumidores cativos de energia.



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Para aprofundar a discussão sobre a proposta da revisão da Aneel, o evento Aperfeiçoamento do debate sobre geração distribuída no Brasil: aspectos técnicos e econômicos da revisão da REN 482 da Aneel ” avaliou os possíveis impactos em diferentes áreas, como economia, infraestrutura e Meio Ambiente. Uma das conclusões foi que a redução gradual dos incentivos pode representar impactos negativos para o setor.



Segundo as pesquisas, há um componente regional e disparidade entre as unidades da Federação. Alguns estados ainda não contam com a geração distribuída e as mudanças previstas na REN 482 podem inviabilizar o início da operacionalização do setor nesses locais. Isso travaria o desenvolvimento da GD por todo território nacional.



Conforme a apresentação da Gesner Oliveira e Fernando Marcato, da FGV, a resolução da Aneel tem omissões que precisam ser endereçadas, porque há pontos que não são considerados. Além disso, a “proposta vai na contramão de boas práticas e tendências internacionais”, alegam. Atualmente, quem tem placas fotovoltaicas nos telhados, por exemplo, se injeta mais energia do que consome ganha um crédito em quilowatt/hora (kWh) a ser utilizado para abater o consumo dos meses subsequentes.



A alegação da Aneel, no entanto, é de que o modelo atual gera transferência de custos aos consumidores que não possuem GD. A agência propõem um novo modelo de compensação de energia, apresentando cinco alternativas regulatórias, com incidência de tarifa sobre o consumo líquido. A mudança atende uma demanda das empresas distribuidoras de energia elétrica, que argumentam que o transporte da eletricidade no fio dos postes tem um custo, que, ao não ser cobrado, da GD, pode inviabilizar o negócio de distribuição.



Para os especialistas, contudo, a distribuidora obtém vantagens decorrentes da GD. A distribuidora não discrimina cobranças de consumidores localizados próximos às unidades de GD. Existe um ganho financeiro gerado pela antecipação da receita sobre os créditos acumulados e há uma cobrança de 100% de rede para consumidores que recebem a energiainjetada da vizinhança. “Além disso, o gerador consome energia pelo mesmo valor da energia injetada na rede”, explicam.



O produtor da energia por meio da GD remunera a rede através do pagamento da disponibilidade, de acordo com os pesquisadores. “A GD gera outros benefícios ao sistema, como redução de perdas, melhoria da qualidade da rede ao seu entorno e diminuição da necessidade de investimentos do governo ou da concessionária.”


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Enel prevê investimentos de 28,7 bilhões de euros até 2022

O novo plano estratégico da italiana Enel prevê investimentos de 28,7 bilhões de euros de 2020 a 2022, aumentando em 11% a previsão anterior, de 25,9 bilhões de euros. O novo valor, que foi anunciado nesta terça-feira, 26 de novembro, no Enel Capital Markets 2019, vai auxiliar a empresa a aproveitar oportunidades de mercado e enfrentar as mudanças climáticas e a transição energética, na esteira da descarbonização. De acordo com o CEO da Enel, Francesco Starace, a empresa veio se preparando para todo esse processo desde 2015, o que a fez ficar mais eficiente e executar bem a estratégia definida. “Estamos mais lucrativos, competitivos e preparados”, afirma o executivo.

Os dividendos por ação devem subir 7,7% até 2022, indo para 0,40 centavos de euro por ação. O aspecto da sustentabilidade domina os novos investimentos da empresa. Do total anunciado, 14,4 bilhões de euros vão para a descarbonização da geração de energia, em que a Enel quer até 2050 ser livre de carbono, produzido apenas energia limpa. O valor é metade dos investimentos prometidos. Esse investimento vai trazer um aumento de 1,5 bilhão de euros para o Ebitda. Dos 14,4 bilhões, 12,5 bilhões de euros vão para renováveis, sendo que 11,5 bilhões para o aumento da capacidade, com um aumento previsto de 14,1 GW até 2022.

A capacidade adicional prevista em renováveis deverá ser formada por 5,4 GW provenientes da troca de geração convencional por renovável na Itália, Chile e Espanha; por 5,1 GW em novos contratos de fornecimento, principalmente no Brasil e Estados Unidos, com foco em consumidores industriais e comerciais, o que deverá custar 4,7 bilhões de euros, além de outros 3,6 GW em contratos de novos mercados (1,1 GW) e Joint Ventures (2,5 GW). Dos 14,1 GW previstos, 60% já está assegurado.

Com 11,8 bilhões de euros, a infraestrutura de redes vem em segundo lugar no destino dos investimentos, ficando 7% acima do plano anterior. Segundo o executivo, as redes serão a espinha dorsal do sistema elétrico sustentável. Estão previstas melhorias na eficiência da qualidade do serviço, com 30% indo para a digitalização das redes. Os investimentos na rede vão possibilitar uma queda no índice médio d interrupção em 9%, assim como uma redução nos custos por consumidor recuem 17% até 2022. O número de medidores de segunda geração deve subir do atuais 13 milhões para 20 milhões em 2022.

A Enel X, braço de serviços do grupo, vai investir, 1,1 bilhão de euros nos serviços trazidos pela descarbonização e eletrificação, aproximando mais o cliente para o coração do sistema. A expectativa é que a capacidade de resposta da demanda aumente para 10,1 GW em 2022 e capacidade de armazenamento chegue a 439.  O plano prevê que a eletrificação do consumo vai receber 1,2 bilhão de euros, impulsionando a base de clientes expandidos.

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Investimentos em energia limpa somaram US$ 133 bi em 2018, diz BNEF

Os investimentos em fontes limpas, desconsiderando hidrelétricas, atingiram US$$ 133 bilhões em 2018, contra US$ 169 bilhões em 2017, de acordo com o Climatescope, pesquisa anual envolvendo 104 mercados emergentes realizada pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF), divulgada nesta segunda-feira, 25 de novembro. O resultado global reflete a desaceleração dos investimentos em renováveis na China, que somaram US$ 86 bilhões em 2018 ante US$ 122 bilhões em 2017.

Segundo a BNEF, esses resultados sugerem que nações em desenvolvimento estão adotando a geração mais limpa de energia elétrica, mas não a um passo suficientemente rápido para limitar as emissões de CO2 globais ou as consequências das mudanças climáticas. Por exemplo, a maior parte da nova capacidade de geração de energia agregada em países em desenvolvimento em 2018 é proveniente da energia eólica e solar. Mas, a maior parte da produção de energia das usinas adicionadas em 2018 virá de fontes de combustíveis fósseis e emitirá CO2. Isto acontece porque a produção de projetos de energia solar e eólica depende da disponibilidade de recursos naturais, enquanto usinas movidas a petróleo, carvão e gás podem produzir 24h.

Além disso, o volume real de consumo e geração de energia pela queima de carvão em países em desenvolvimento saltou de 6,4 mil TWh em 2017 para 6,9 mil em 2018. O aumento de aproximadamente 500 TWh na geração de carvão é praticamente equivalente à eletricidade consumida no Texas em um ano normal. Ao todo, nos 104 mercados emergentes analisados no Climatescope, o carvão representou 47% de toda a geração de energia.

A China, a maior emissora de CO2 do mundo e o maior mercado consumidor de energia limpa, desempenhou um papel fundamental nessa história. Investimentos em novos projetos de energia eólica, solar e outros projetos menores de energia renovável hidrelétrica no país caíram de US$122 bilhões em 2017 para US$86 bilhões em 2018. Essa redução líquida refletiu a queda de US$36 bilhões nos valores de investimento em energia limpa nos mercados emergentes, a maior monitorada até o momento pelo Climatescope.

No entanto, essa queda não se limitou à China. Fluxos para projetos de energia limpa na Índia e no Brasil diminuíram US$2,4 bilhões e US$2,7 bilhões, respectivamente, em relação ao ano anterior. Investimentos caíram para US$133 bilhões em 2018 em todos os mercados emergentes analisados, ficando abaixo não apenas do valor total de 2017, mas também de 2015. Em geral, a redução nos custos de construção de plantas de energia solar e eólica foi um fator importante na queda do número total de investimento em economias emergentes.

“Os resultados da pesquisa Climatescope deste ano são decepcionantes”, disse Luiza Demôro, gerente do projeto na BloombergNEF. “No entanto, com exceção dos grandes países, observamos alguns desenvolvimentos importantes e positivos em termos de novas políticas, investimento e implementação de novos projetos.”

Excluindo a China, Índia e Brasil, os investimentos em energia limpa aumentaram de US$30 bilhões em 2017 para US$34 bilhões em 2018. Destacadamente, o Vietnã, África do Sul, México e Marrocos lideraram os rankings com um total de investimento de US$16 bilhões em 2018. Excluindo apenas a China, novas instalações de energia limpa em mercados emergentes cresceram 21% e bateram um novo recorde, aumentando de 30 GW comissionados em 2017 para 36 GW em 2018. Isto representa o dobro da capacidade de energia limpa adicionada em 2015 e o triplo da capacidade instalada em 2013.

Apesar do aumento na geração a partir da queima de carvão, o ritmo da nova capacidade de carvão adicionada às redes elétricas de países em desenvolvimento está diminuindo, de acordo com o Climatescope. Novas construções de usinas de energia movidas a carvão caíram em 2018 para o nível mais baixo em uma década. Depois de atingir o pico de 84 GW de nova capacidade adicionada em 2015, em 2018 esse número despencou e foram comissionados apenas 39 GW de usinas movidas a carvão. A China foi responsável por aproximadamente dois terços desse declínio.

“A transição do carvão para fontes mais limpas de energia em países em desenvolvimento está acontecendo”, disse Ethan Zindler, diretor das Américas na BNEF. “Mas, assim como tentar manobrar um grande petroleiro, isso leva tempo.”

Os resultados do Climatescope antecedem as negociações climáticas apoiadas pelas Nações Unidas em Madrid. Sob o Acordo de Paris de 2015 da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (UNFCCC), mais de 190 países concordaram em reduzir substancialmente suas emissões de CO2 para evitar os piores efeitos das mudanças climáticas. Além disso, no âmbito do pacto, países mais ricos se comprometeram em fornecer US$100 bilhões em financiamento “norte-sul” para auxiliar no crescimento sustentável de países em desenvolvimento.

Os resultados do Climatescope deste ano sugerem que, apesar dos progressos, será necessário esforços substancialmente maiores para cumprir com esse compromisso. Do total de US$133 bilhões em financiamento de ativos captado para apoiar o desenvolvimento de novos projetos de energia limpa nos mercados de países em desenvolvimento, apenas US$24,4 bilhões ou 18% foi originado de fontes externas. Deste total, a maioria veio de fontes de capital privadas, tais como desenvolvedores de projetos internacionais, bancos comerciais e fundos de private equity. Os investimentos provenientes de bancos de desenvolvimento financiados em grande parte com fundos públicos da OCDE aumentaram para um recorde de US$6,5 bilhões em 2018. No entanto, há pouca evidência para sugerir que a meta global de US$100 bilhões por ano em suporte para uma variedade de atividades relacionadas ao clima serão cumpridas no curto prazo.

Além de apresentar as tendências macro de energia limpa em países em desenvolvimento, o Climatescope pontua e classifica mercados individuais de acordo com o seu potencial geral de desenvolver projetos de energia limpa. Pela primeira vez, desde a inclusão do país na pesquisa em 2014, a Índia foi o país com o score mais alto devido a vários fatores, incluindo políticas de apoio. Os outros países nos top cinco incluem Chile, Brasil, China e Quênia, nesta ordem.

O Climatescope é um recurso público que visa ajudar investidores e empreendedores a selecionar oportunidades, autoridades a compreender regulamentos em todo o mundo e pesquisadores a acessar dados recentes de difícil obtenção. A pesquisa Climatescope completa, com dados referentes a todos os 104 mercados emergentes, está disponível em www.global-climatescope.org.

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Energia nuclear é prioridade para o Brasil, diz ministro

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse na sexta-feira (22), que o programa nuclear brasileiro é prioridade para o Brasil e que, após "altos e baixos", o país volta a um patamar "que podemos sonhar". Albuquerque reforçou que a previsão é que em 2020 seja retomada a construção da usina nuclear Angra 3: "Provavelmente iniciaremos Angra 3 em 2020". 

O ministro participou da entrega do Prêmio de Reconhecimento Nuclear da Associação Brasileira para o Desenvolvimento de Atividades Nucleares (Abdan), que está na terceira edição.

"O programa nuclear, para o Brasil, é prioridade. Faz parte da nossa matriz energética e, pelas caraterísticas do nosso país, nós não podemos abrir mão dessa fonte de energia", ressaltou.

O programa nuclear brasileiro começou nos anos 1950. As usinas de Angra 1 e Angra 2, foram construídas e começaram a operar no litoral do Rio de Janeiro nas décadas seguintes. O complexo é administrado pela Eletronuclear. A fonte nuclear responde por cerca de 3% da geração de energia no Brasil.

Angra 3 será a terceira usina da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, localizada na praia de Itaorna, em Angra dos Reis (RJ). Segundo a Eletronuclear, quando entrar em operação comercial, a nova unidade com potência de 1.405 megawatts, será capaz de gerar mais de 12 milhões de megawatts-hora por ano, energia suficiente para abastecer as cidades de Brasília e Belo Horizonte durante o mesmo período. Com Angra 3, a energia nuclear passará a gerar o equivalente a 50% do consumo do Estado do Rio de Janeiro.

Mais de 60% da Usina de Angra 3 foi construída, a um custo de quase R$ 10 bilhões. Para concluir a obra faltam mais R$ 15 bilhões em investimentos. 

A previsão da retomada das obras para 2020 foi reforçada pelo presidente da Abdan, Celso Cunha. Segundo ele, este ano, para o setor, foi de "desatar nós". "O setor de geração termonuclear começa a apresentar uma solução para a conclusão do impedimento de Angra 3", afirmou. 

A cerimônia ocorreu no Clube Naval do Rio de Janeiro, com a entrega da honraria para o Almirante-de-Esquadra Eduardo Bacellar Leal Ferreira; os pesquisadores Aldo Malavasi e Carlos Alberto Aragão de Carvalho Filho; e para o engenheiro João Carlos Cunha Bastos. 

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BEN: oferta interna de energia elétrica subiu 1,7% em 2018

A oferta interna de energia elétrica aumentou 1,7% em 2018 na comparação com o ano anterior, de acordo com dados do Balanço Energético Nacional, publicado pela Empresa de Pesquisa Energética. Foram 10,7 TWh a mais. A boa hidrologia do ano levou a uma subida de 4,1% na energia hidráulica oferecida. A participação das fontes renováveis na matriz elétrica chegou a 83,3% no ano passado. Ainda de acordo com o BEN, a geração de energia eólica registrou um crescimento de 14,4%, com 48,5 TWh. Já a potência eólica teve expansão de 17,2%, chegando a 14.392 MW.

A oferta interna de energia, que é o total de energia disponibilizada no país, teve um recuo de 1,7% na comparação com o ano passado. O aumento da oferta da fonte hídrica e eólica na geração de energia junto com a diminuição do consumo em vários segmentos, como alimentos e bebidas, que recuou 17,4%; não ferrosos e metalurgia, que caiu 20,2% e rodoviário, que caiu 1,2%, fizeram com que a oferta de gás tivesse redução de 5,4% e a de petróleo caísse 6,5%.



A Geração Distribuída recebeu atenção especial no BEN. Em 2018 ela chegou a 828 GWh de geração, mais que dobrando na comparação com 2017 e 670 MW de potência, quase triplicando o resultado do ano anterior, de 246 MW. A fonte solar mantem o predomínio na GD, com 526 GWh de consumo e 562 MW de potência instalada. A fonte hidráulica vem em seguida, com 58,9 MW, sendo seguida pela térmica, com 38,1 MW e pela eólica, com 10,3 MW.

Na geração elétrica, o balanço mostra que a geração total cresceu 2,1%, ficando em 601,3 GWh. A geração hidrelétrica cresceu 4,9% no ano passado, indo para 388,9 GWh. O gás natural teve recuo de 16,7% em 2018, com 54,6 GWh. A geração térmica, que teve participação de 26,7% em 2018, foi liderada pelas usinas movidas a gás, que foram 34% e pela UTEs a Biomassa, com participação de 33,9%. As usinas a carvão e derivados foram 12,7% da geração termelétrica, enquanto as nucleares tiveram uma parcela de 9,8%. A participação das usinas movidas a derivados de petróleo foi de 9,6% em 2018.



As emissões antrópicas de CO2 associadas à matriz energética brasileira em 2018 atingiram 416,1 MtCO2 -eq, valor 5,2% menor que o de 2017, de 438,8 MtCO2-eq. A emissão per capita do brasileiro, ao produzir e consumir energia, é de 2tCO2/hab, 7,5 vezes menor que a dos americanos e três vezes inferior a de um chinês. Já para gerar uma unidade de produto, a economia brasileira emite, na produção e consumo de energia, 0,15 kgCO2 /US$ppp. O valor é 17% menor que o da economia europeia, 48% inferior ao da americana e 68% abaixo da chinesa.


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Aneel prorroga consulta pública sobre GD

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica adiou por 30 dias o prazo e contribuições da consulta pública sobre a revisão das regras de micro e minigeração distribuída. O período de contribuições passou de 30 de novembro para 30 de dezembro, para atender pedidos de adiamento feito por representantes do segmento.

A proposta da Aneel  prevê a revisão dos subsídios embutidos no atual sistema de compensação da energia injetada na rede por consumidores que produzem a própria energia. Ela estabelece um período de transição para  instalações existentes ou com autorização de acesso à rede de distribuição até a mudança da norma.

Para novos sistemas de geração que atendem consumidores remotos, a  tarifa de uso da rede e demais encargos seriam cobrados em sua totalidade já a partir de 2020. Já nos novos sistemas de microgeração local, parte desse custo seria cobrado no ano que vem, e a totalidade dos custos quando a capacidade instalada atingir determinado patamar dentro da área da concessão de cada distribuidora.


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