ONS espera encolhimento da carga elétrica em janeiro

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estima que a carga de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) em janeiro deverá atingir 72.353 MW médios, redução de 1,1% em relação a janeiro de 2019, informou o órgão nesta sexta-feira, 27 de dezembro. A carga representa a soma do consumo de energia elétrica do país mais as perdas elétricas da rede.

Segundo o documento, os subsistemas Sudeste e Sul deverão apresentar variações negativas de 2,7% e 2,2%, respectivamente, considerando a mesma base de comparação (jan/20 – jan/19). Por outro lado, são esperados aumento da carga nas regiões Norte (6,2%) e no Nordeste (2,9%).

Reservatórios

De acordo com ONS, os reservatórios do Sudeste devem fechar o ano com 24,9% de capacidade máxima; Para o Sul, Nordeste e Sudeste são esperados 35,1%, 39% e 21,6%, respectivamente.

Em dezembro, a hidrologia também não está favorável, pois são esperadas ENAs (Energias Naturais Afluentes) no Sudeste de 75% da Média de Longo Termo (MLT); 64% no Sul; 29% no Nordeste; e 58% no Norte.


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Por custo e sustentabilidade, empresas retomam autoprodução de energia

Os investimentos em autoprodução de energia elétrica voltaram ao radar das grandes indústrias. Incentivadas pela redução nos custos das fontes renováveis de energia, pelo aumento dos preços da eletricidade e por compromissos ambientais para tornar as suas operações mais sustentáveis, empresas de diferentes segmentos passaram a investir ou firmar parcerias para viabilizar a construção de novos empreendimentos eólicos e solares.

O movimento retoma uma tendência registrada entre a segunda metade dos anos 90 e o início dos anos 2000, quando indústrias eletrointensivas investiram na construção de novas hidrelétricas para ter acesso a uma fonte de energia mais barata. Foi nesse contexto que grandes empresas de mineração e siderurgia do País, como Vale, Votorantim, Alcoa e CSN, participaram da implementação de empreendimentos como Machadinho (RS/SC), Estreito (TO/MA) e Igarapava (MG/SP).

Restrições ambientais para a construção de novos projetos hidrelétricos, até então a fonte de energia elétrica mais barata, e o surgimento do mercado livre reduziram drasticamente os investimentos em autoprodução nos últimos 15 anos. A promessa de reduzir a conta de luz em 30% “da noite para o dia”, por meio da negociação direta com geradores ou comercializadores, fez com que as indústrias optassem pela migração para o ambiente livre de contratação.

Com o advento de novas tecnologias e modelos de negócio, o investimento em autoprodução tem atraído, desta vez, não apenas os eletrointensivos, mas também indústrias que desejam uma pegada mais sustentável e eficiente para as suas operações. É o caso da cervejeira Ambev. A empresa definiu duas metas até 2025: consumir 100% da sua energia elétrica de fontes renováveis e reduzir em 25% as emissões de carbono em toda a sua cadeia de valor.

Um dos primeiros passos para o cumprimento da estratégia foi a parceria com o fundo de investimento Casaforte para a construção de uma usina eólica de 80 MW de capacidade na Bahia. A cervejeira firmou contrato de R$ 600 milhões para compra de energia por 15 anos para viabilizar o projeto, que vai atender a 100% da demanda das fábricas da Budweiser e 100% das unidades fabris no Nordeste. “O projeto vai representar 35% da nossa meta de consumo”, afirmou o vice-presidente de Sustentabilidade e Suprimentos da Ambev, Rodrigo Figueiredo.

Para cumprir os outros 65%, Figueiredo afirmou que a Ambev aposta em usinas solares e em outros projetos eólicos. Além dessa frente, a Ambev também anunciou a construção de 31 usinas solares, no modelo de geração distribuída, para abastecer os seus quase 100 centros de distribuição pelo Brasil. A cervejeira firmou contratos de dez anos no valor de R$ 140 milhões com quatro empresas, que investirão R$ 50 milhões nas 31 plantas.
Unipar

Fruto dos ganhos de escala e do aumento de eficiência das turbinas, o preço da energia eólica teve uma queda substancial nos últimos dez anos. Em 2009, quando a fonte entrou com mais força nos leilões de energia nova, os investidores vendiam a oferta entre R$ 130/MWh e R$ 150/MWh. Hoje, esses valores variam entre R$ 80/MWh e R$ 100/MWh. Essa expressiva redução chamou a atenção da Unipar Carbocloro, que foi o primeiro consumidor livre do País a firmar um contrato de migração para o mercado livre em 1999 com a estatal Copel.

No começo de novembro, a Unipar constituiu uma joint venture com a geradora AES Tietê para a construção de um parque eólico de 155 MW na Bahia, um investimento total de R$ 620 milhões. Quando estiver operando em 2023, a usina fornecerá energia suficiente para 30% da demanda por energia elétrica do grupo. Os outros 70% serão adquiridos no mercado livre, mas a ideia é ampliar a participação da autoprodução.

“Se existirem novas opções de projetos, vamos considerar a possibilidade”, afirmou o presidente da Unipar, Aníbal do Vale. Hoje, a energia elétrica representa em torno de 40% dos custos variáveis da empresa química.

A Braskem também demonstra interesse em projetos de fontes renováveis. A empresa firmou um contrato de 20 anos com a francesa EDF no valor de R$ 400 milhões, que está viabilizando a construção de uma usina eólica de 33 MW na Bahia do Complexo Folha Larga.

O diretor de Energia da petroquímica, Gustavo Checcucci, disse que a Braskem também avalia investimentos em fontes renováveis. Com 25% da demanda suprida por autoprodução, a empresa tem intenção de ampliar o porcentual, mas sem cravar uma meta. “A autoprodução é um modelo diferente. A expectativa é que você seja mais competitivo do que em um contrato no mercado livre, mas o risco também é maior porque a indústria assume a gestão do ativo.”


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Fitch indica estabilidade no setor elétrico em 2020

Relatório da Agência de Classificação de Risco Fitch Ratings indica que a perspectiva para o setor elétrico em 2020 é estável. De acordo com ela, os fundamentos sólidos do setor, aliados a expectativa de crescimento de 2,2% no consumo no ano que vem, com condições satisfatórias de financiamento de projetos. Ainda de acordo com a agência, a alta no consumo deve trazer mais caixa para geradoras e distribuidoras, porém os reservatórios baixos podem trazer volatilidade aos preços e pressões aos fluxos de caixa.

A Fitch também espera que os ratings das empresas do setor fiquem estáveis no ano que vem. Segundo a agência, todas as classificações tinham perspectiva estável, contra 93% no começo do ano. Porém , a busca por novos projetos, fusões e aquisições poderá impactar os ratings. Em 2019, Cemig, Copel e as distribuidoras do grupo Equatorial classificadas pela agência forma elevadas, contra nenhum rebaixamento nos vinte grupos avaliados publicamente pela Fitch. Os elevados ratings do setor de energia refletem a previsibilidade da transmissão, os contratos de venda médio-longo prazo no de geração e o monopólio das distribuidoras em suas áreas de concessão.

A privatização da Eletrobras tem certo destaque no relatório. A aposta da agência é que a venda ocorra em 2020 e que ao menos a maior parte dos recursos da capitalização da seja direcionada ao governo como pagamento de outorga em troca de condições de venda de energia mais favoráveis em seus ativos de geração.

“Com a expectativa de retomada do crescimento econômico no Brasil, o equilíbrio de oferta e demanda de energia será testado, dada a evolução da demanda por energia e a situação dos reservatórios hídricos”, explica Wellington Senter, Analista Sênior da Fitch. Os pontos que deverão ser observados em 2019 são a tendência de desalavancagem mesmo com fortes investimentos no ano; o fortalecimento da geração operacional de caixa; o perfil de liquidez e de vencimento de dívida em patamares adequados aos ratings; e as possíveis alterações regulatórias.

A alavancagem financeira das empresas avaliadas pela Fitch no setor de energia elétrica deve continuar administrável, com a média da relação dívida líquida/EBITDA se reduzindo para menos de três vezes em 2020. Já o caixa deve ser fortalecido e impulsionado, dentre outros, pela entrada em operação de ativos. A  liquidez e o perfil de dívida do setor devem se manter adequados O bom acesso do setor a financiamentos e ao mercado de capitais pode permitir manter caixa em patamares próximos a uma a dívida de curto prazo.

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ONS: próxima semana deverá ter pequeno aumento nas afluências

A revisão semanal do Programa Mensal da Operação para a semana de 21 a 27 de dezembro indica que haverá um pequeno aumento nas afluências, com exceção do Sul, onde ocorrerá aumento mais significativo em sua previsão. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico, a previsão mensal de dezembro sinaliza a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, menos no Sudeste que vai ficar próximo da média histórica.

O Sudeste deverá terminar dezembro com Energia Natural Afluente de 41.635 MW med, o mesmo que  87% da média de longo termo armazenável. No Nordeste, ela deve ficar em 4.452 MW med ou 45% da MLT. Na região Norte, a ENA deve ficar em 4.756 MW med, que é 57% da MLT e no Sul, os 5.279 MW med significam que as afluências serão 68% da MLT.

A carga no Sistema Interligado Nacional deve crescer 1,6% na comparação com dezembro de 2018, ficando em 68.901 MW med. A sinalização de melhora em segmentos industriais traz a perspectiva de aumento na carga. O Sudeste é a única região em que ela vai cair, recuando em 0,6%, devido a chuvas e temperaturas mais amenas durante nos dez primeiros dias do mês. O Norte vai ter o maior aumento de 8,4%, puxado pela retomada de carga de um consumidor livre da rede básica e com sua carga reduzida desde abril de 2018. O Nordeste vai ter no mês aumento de 6,2%, subindo na comparação pelas baixas temperaturas do ano passado. A taxa de crescimento no Sul chega a 1,8%.

A média semanal do Custo Marginal da Operação deverá ficar em R$ 193,28/ MWh na próxima semana. Nas cargas pesada e média, o valor para todos os submercados é de R$ 194,65/ MWh. A carga leve fica em R$ 192,23/MWh em todos os submercados.


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Leilão de projetos de transmissão de energia tem deságio recorde e atrai R$4,2 bi

 Um leilão de concessões para novos projetos de transmissão de energia realizado pelo governo nesta quinta-feira deverá viabilizar 4,2 bilhões de reais em investimentos, após ter registrado concorrência histórica, com a atração de propostas para todos os empreendimentos ofertados.

A elétrica Cteep, controlada pelo grupo colombiano ISA, foi o principal destaque da licitação, ao arrematar 3 dos 12 lotes de projetos do certame, enquanto a Neoenergia, da espanhola Iberdrola, também levou um projeto. Empresas de engenharia e construção também tiveram forte presença na licitação, confirmando projeções de especialistas.

Mansueto: 'Se não privatizar a Eletrobras, será um crime contra o povo brasileiro'

A intensa disputa entre investidores pelos contratos para a construção e futura operação dos empreendimentos levou a um deságio médio de 60,3% na receita a ser recebida pelas empresas em relação ao teto estabelecido para cada lote, um recorde, destacou a secretária especial do Programa de Parcerias de Investimentos do governo federal, Martha Seiller.

— Como a gente brinca, nunca antes na história desse país... nunca tínhamos ultrapassado a marca de 60% de deságio — comemorou ela em coletiva de imprensa após o leilão.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) destacou que houve em média 10 empresas na competição por cada projeto do certame, também uma marca histórica.

Além de Cteep e Neoenergia, também sagraram-se vencedoras no leilão a Zopone Engenheria, que levou um lote sozinha e um por meio do consórcio Norte, junto à Sollo Participações; o consórcio VSF Transmissoras, formado por kf Participações e JAP Participações, também com dois lotes; e as empresas Barolo Participações e Engepar, com um projeto cada.

Além dessas companhias, elétricas como Equatorial, Energisa, Cemig, Taesa e a chinesa State Grid e sua controlada CPFL chegaram a apresentar lances no certame, mas passaram em branco em meio à acirrada disputa.

Os projetos arrematados pela Cteep (1, 6 e 7) deverão demandar cerca de 1,33 bilhões de reais em aportes, segundo estimativa da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O projeto arrematado pela Neoenergia, lote 9, está orçado em cerca de 303,3 milhões de reais.

O diretor técnico da Cteep, Carlos Ribeiro, disse que a empresa, que ofertou os maiores deságios da licitação -- de 66,8%, 68% e 65,4% --, conseguiu chegar aos descontos agressivos devido a uma intensa preparação.

— Em outras ocasiões (leilões anteriores) abrimos o leque. Agora, nós focamos e viemos para ganhar esses lotes dos quais participamos. Participamos em 3 lotes, ganhamos os três, como era nosso desejo, e estamos muito convictos — afirmou.

Os empreendimentos licitados precisarão ser concluídos em prazos de 36 a 60 meses após a assinatura dos contratos.

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Leilão começa com expectativa de atrair R$ 4,2 bi em investimentos

Começou às 10h, nesta quinta-feira, 19 de dezembro, em São Paulo, o leilão de infraestrutura de transmissão de energia elétrica de 2019. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) irá licitar 12 lotes, com investimentos previstos da ordem de R$ 4,8 bilhões, caso todos os empreendimentos sejam arrematados.

A expectativa do mercado é que o certame, que está sendo realizado no Hotel Transamérica, terá competição em todos os lotes. A Agência CanalEnergia irá divulgar os vencedores de cada lote em tempo real.

Serão licitados os direitos de construção, operação e manutenção de 2.470 km em linhas de transmissão e 7.800 MVA em capacidade de transformação (subestações). Os empreendimentos estão localizados em 12 estados (Acre, Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul e São Paulo.

As instalações de transmissão deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 60 meses a partir da assinatura dos respectivos contratos de concessão.


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Estrangeiros devem dominar leilão de energia, em disputa que pode gerar R$ 4 bi em investimentos

Ao contrário da frustração do megaleilão de petróleo, em novembro, o governo espera que investidores estrangeiros repitam no certame de linhas de transmissão de energia elétrica marcado para a próxima quinta-feira o protagonismo que vêm desempenhando no setor.

O governo vai oferecer ao mercado licenças para a construção e operação de 17 linhas de transmissão e 16 subestações, que devem gerar investimentos de R$ 4,18 bilhões, mas espera maior interesse de fora também em projetos de geração e distribuição.

Somente nos três últimos leilões de energia — dois de geração, realizados neste ano, e um de transmissão, no ano passado —, investidores estrangeiros arremataram projetos que somam R$ 22,2 bilhões em investimentos no país.

A cifra corresponde a 69% do total de aportes previstos nos projetos licitados, de R$ 32 bilhões, segundo o Ministério de Minas e Energia.

O leilão de quinta-feira será um termômetro do interesse crescente de empresas estrangeiras pelo setor de energia no Brasil. Especialistas veem interesse de empresas de países como China, Índia, Colômbia, Canadá, EUA, além de países da Europa, como França, Itália, Espanha, Reino Unido e Noruega.

Um dos principais motivos do interesse dos estrangeiros é o modelo de licitação brasileiro, bem-avaliado pelo mercado, embora empresas e especialistas apontem aperfeiçoamentos na regulação que ainda podem ser feitos para atrair mais investidores não só para a transmissão, mas também para projetos de geração e distribuição de energia.

Menor tarifa
Além disso, a desvalorização do real frente ao dólar torna os ativos no Brasil mais atraentes para quem vem de fora. A perspectiva de privatização da Eletrobras, maior geradora do país, e de estatais estaduais de distribuição deve abrir mais oportunidades para estrangeiros a partir do ano que vem.

Diferentemente do leilão do petróleo, no certame de transmissão de energia vence a empresa que oferecer a menor tarifa estipulada no edital do leilão em vez do bônus mais alto ao governo pelo direito de explorar o projeto. Com o apetite de investidores estrangeiros, é esperada forte disputa.

Reive Barros, secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, destaca que o Brasil é um dos únicos países do mundo a oferecer contratos de longo prazo, entre 20 e 30 anos, o que ajuda a atrair interessados de fora:

— No exterior, a média dos contratos é de cinco anos — destaca o secretário. — A expectativa é positiva para o próximo leilão de transmissão. A previsão é que a quantidade de participantes fique no mesmo patamar dos leilões anteriores.

A colombiana Isa CTEEP arrematou dez lotes em leilões de transmissão no Brasil nos últimos três anos, totalizando investimentos de R$ 2,9 bilhões.

A chinesa State Grid Brazil Holding, que atua na área de transmissão, já investiu R$ 30 bilhões no Brasil nos últimos nove anos. Atualmente, a gigante asiática opera 15.700 quilômetros de linhas de transmissão em 14 estados.

“A State Grid está analisando os lotes do próximo leilão de transmissão previsto para o dia 19 de dezembro deste ano e também está buscando oportunidades de aquisição de novos ativos de transmissão”, disse a chinesa em nota.

Para a State Grid, o desafio de sua atuação no Brasil está na diversificação das fontes de geração de energia no país com o avanço da eólica e solar, o que vai demandar mais investimentos em linhas de transmissão e no negócio de distribuição.

Diversificação em geração
Entre as empresas focadas em geração de energia, o foco é o médio e longo prazos. A norueguesa Statkraft, que comprou um conjunto de pequenas centrais hidrelétricas da EDP em 2018, emplacou no leilão de geração de energia dois projetos de geração eólica na Bahia que vão consumir investimentos de R$ 2 bilhões nos próximos anos.

Segundo Leoze Maia Júnior, diretor Financeiro da Statkraft no Brasil, a ideia é ampliar os investimentos no Brasil e investir em novas fontes, como a solar. Por isso, a companhia já está desenvolvendo novos projetos para os leilões de 2020.

O executivo lembra que o Brasil hoje é um dos únicos países no mundo com boas oportunidades no setor, mas espera modernização nas regras:

— A meta é que até 2021 nossa capacidade de geração de 450 megawatts aumente em quatro vezes. Mas, do lado regulatório, há desafios. Há discussões no governo envolvendo a abertura do mercado livre, a revisão dos subsídios de fontes renováveis e a diferenciação de preços na energia por faixa de horário. Estamos participando de todas essas discussões.

A francesa Engie, que comprou a rede de gasodutos TAG, da Petrobras, e é atualmente a maior geradora privada de energia do país, prevê investimentos de R$ 1,7 bilhão em 2019 e de R$ 2,4 bilhões para 2020. Segundo Maurício Bähr, diretor executivo da Engie Brasil, o país oferece condições estáveis e perspectivas positivas num ambiente de evolução da legislação e da regulação geral:

— Este ano, investimos R$ 32 bilhões na aquisição da TAG e estamos avaliando outras oportunidades em áreas ligadas à estratégia de transição energética rumo a uma economia de baixo carbono. Hoje, o país já é o maior mercado do nosso grupo fora da Europa. Grandes empresa internacionais não podem prescindir de estar presentes no país diante do tamanho e do volume de oportunidades em infraestrutura, com destaque para energia e gás.

Menos oportunidades em distribuição
A italiana Enel, maior operadora privada de energia do mundo, anunciou a previsão de investir mais de R$ 20 bilhões no Brasil entre 2020 e 2022, mais da metade do previsto para a América Latina no período.

Francesco Starace, presidente mundial da Enel, afirmou que a companhia segue confiante no marco regulatório do país, inclusive para resolver o imbróglio que enfrenta em Goiás desde que adquiriu a distribuidora de energia do estado. O governo estadual ameaça reestatizar a empresa por causa de falhas no abastecimento.

O segmento de distribuição, que é o responsável por entregar a energia ao consumidor final, também atrai estrangeiras por causa da estabilidade nas receitas.

No entanto, há atualmente poucas oportunidades para a compra de distribuidoras no país. A última foi a venda de seis empresas deficitárias da Eletrobras que abastecem cidades no Norte e no Nordeste. Restam os negócios entre as empresas privadas.

Atualmente, são 53 concessionárias de energia em todo país, que respondem por mais de 90% da distribuição de energia. Cinco estados ainda controlam distribuidoras e há outras sete de pequeno porte em municípios. No entanto, somente Rio Grande do Sul e Distrito Federal já iniciaram processo de privatização de suas distribuidoras.


O governo gaúcho conta com apoio do BNDES para definir a modelagem da venda da Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE). O banco de fomento também prepara a venda da Companhia Energética de Brasília (CEB), prevista para 2020 com potencial de render em torno de R$ 2 bilhões aos cofres do DF. De acordo com uma fonte envolvida no processo, já há uma empresa chinesa e uma brasileira interessadas.

Minas Gerais pretende se desfazer do controle da Cemig até 2021. Paraná e Santa Catarina informaram que não cogitam essa possibilidade para Copel e Celesc. O governo paranaense pôs à venda a a Copel Telecom, cujos recursos serão revertidos na expansão da distribuidora de energia. Uma dificuldade dos governadores para privatizar distribuidoras é a forte oposição política local e de sindicatos às privatizações.

De acordo com Alexandre Americano, presidente da consultoria Mercúrio Partners, as estatais são atraentes para investidores estrangeiros pela possibilidade de aquisição de um ativo com baixo preço devido ao histórico operacional ruim e à desvalorização do real.

Mais segurança para investidores
Nivalde de Castro, coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico do Instituto de Economia da UFRJ, lembra que, nos últimos anos foram feitas mudanças importantes na regulação do setor de energia como um todo, para ajudar na atração de investimentos.

Ele cita, por exemplo, o aumento na duração dos contratos em caso de atraso no licenciamento ambiental e remuneração anual antecipada se as obras forem concluídas antes do previsto em contrato.

Para o especialista, no entanto, a redução da participação do BNDES nos financiamentos do setor faz falta. Os desembolsos do banco de fomento do setor elétrico caíram de um patamar anual de cerca de R$ 17 bilhões entre 2013 e 2015 para algo em torno de R$ 8 bilhões desde 2016.

— Os leilões têm atraído investidores estrangeiros porque os ativos têm liquidez e contratos longos. É algo diferente do petróleo, no qual o risco é maior. Mas há desafios. Com a redução dos financiamentos do BNDES, existe chance de faltar recursos quando a economia voltar a crescer. Não é qualquer banco que financia bilhões em projetos de longa duração — diz Castro.

No último leilão de geração, a demanda de projetos chegou a 70 gigawatts (GW), bem maior que os 3 GW contratados e previstos no edital. Ou seja, houve um interesse muito maior dos investidores do que foi planejado pelo governo. Especialistas lembram que se a economia do país voltar a crescer 3% ao ano, o aumento da capacidade no certame deve ser de 6 GW.

Mikio Kawai Júnior, diretor executivo da consultoria Safira Energia, também vê no ambiente regulatório mais estável um fator de atração de investimentos para o setor e destaca o papel do mercado de capitais no financiamento dos projetos:

— Ajudou também a redução dos juros básicos, o que aumenta a propensão ao investimento. Com isso, o Brasil deve seguir uma tendência mundial de usar taxas de mercado e menos juros subsidiados do BNDES.

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