O Brasil alcançou a marca de 3 GW de potência instalada em micro e minigeração distribuída de energia elétrica. Regulamentada em 2012, a modalidade triplicou nos últimos 12 meses. Em junho do ano passado, o país comemorava o primeiro gigawatts em geração distribuída. Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), existem 242,3 mil usinas em operação, beneficiando mais de 315 mil unidades consumidoras no país.
A modalidade permite que empresas e residências produzam sua própria eletricidade a partir de fontes renováveis (hidrelétrica, eólica e solar) ou cogeração qualificada (térmica). O excedente de geração é injetado na rede da distribuidora local e se torna um crédito financeiro para o proprietário do sistema. Com isso, o consumidor só paga a diferença entre o que foi consumido da rede da concessionária e o produzido.
“É um conquista significativa, levando em conta o momento crítico que o setor enfrenta com a crise da Covid-19 e o processo de revisão das normas que regulam a modalidade. O crescimento diante da adversidade demonstra a vontade que os brasileiros têm de gerar a própria energia de forma descentralizada e renovável. Confiamos na GD para construir um Brasil melhor”, disse Carlos Evangelista, presidente da Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD).
A tecnologia mais utilizada pelos consumidores brasileiros é a solar fotovoltaica, com 241,9 mil usinas e 2,82 GW de potência instalada. Em junho de 2019, esses números eram 82,6 mil e 0,87 GW, respectivamente
Em segundo lugar em potência instalada permanece a produção por centrais geradoras hidrelétricas (CGHs), com 107 usinas e 102,8 MW de potência. Há um ano eram 86 usinas e 81,3 MW de potência.
Segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), estima-se que geração solar distribuída já movimentou R$ 14,6 bilhões em investimentos desde que o primeiro sistema foi instalado no país em 2012. Apesar dos avanços, a entidade afirma que participação da tecnologia fotovoltaica ainda é muito pequena no Brasil em comparação com as economias mais desenvolvidas
Na comparação com outros países, o Brasil possui entre 10% a 20% das conexões existentes em nações como Austrália, China, EUA e Japão, que já ultrapassaram a marca de 2 milhões de sistemas solares fotovoltaicos, bem como da Alemanha, Índia, Reino Unido e outros, que já superaram a marca de 1 milhão.
O presidente do Conselho de Administração da Absolar, Ronaldo Koloszuk, disse que o sistema fotovoltaico é hoje um dos melhores investimentos para empresas e cidadãos, já que traz um retorno muito acima do oferecido no próprio mercado financeiro.
“Como o juro real no Brasil está mais baixo, os consumidores têm buscado alternativas de investimentos com retornos mais rápidos, como é o caso da energia solar”, explicou o executivo em nota à imprensa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53136170/geracao-distribuida-atinge-a-marca-de-3-gw-no-brasil
sexta-feira, 29 de maio de 2020
quinta-feira, 28 de maio de 2020
Mudança na carga deve reduzir preço da energia no longo prazo
O preço da energia elétrica no mercado livre também deverá ser afetado nos próximos anos, uma vez que houve uma mudança estrutural no comportamento da carga nacional após a crise provocada pelo Covid-19, disse a diretora da Brasil Comercializadora, Alessandra Zancopé, durante o webinar sobre cenários para o mercado de energia, promovido pela Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen) e pela União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica) nesta quarta-feira, 27 de maio.
A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) foi revisada para 65.886 MW médios em 2020 ante uma previsão inicial de 70.825 MW médios, de acordo a última versão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024). A próxima revisão será presentada em setembro.
Alessandra destacou que a previsão de carga atual é equivalente aos montantes de 2017, um atraso de crescimento de 4 anos. “Alterações estruturais na carga alteram o balanço demanda x oferta enxergado pelos modelos de otimização, impactando o preço por períodos mais longos”, disse. O preço de longo prazo, porém, depende de como será a retomada da atividade econômica.
Além da redução brusca do consumo de energia causa pelas medidas de isolamento social, o Brasil também vive uma situação hidroenergética favorável em 2020. Com exceção do submercado Sul, os demais reservatórios estão com níveis considerados confortáveis.
Segundo a diretora, o submercado Sudeste/Centro-Oeste está com o melhor armazenamento dos últimos 6 anos. A região – que concentra 70% do armazenamento de eletricidade país – está com 55,05% de capacidade, de acordo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS) em 26 de maio.
A melhora nas afluências já havia provocado uma redução nos preços da energia no mercado livre em fevereiro. Em abril, com a mudança na expectativa de carga, o preço despencou entre 40% e 60%, disse a especialista da Brasil Comercializadora.
O preço da energia convencional Sudeste (2ºSem 2020) caiu de R$ 250/MWh para R$ 120/MWh, podendo ficar abaixo dos R$ 100/MWh se as afluências no período seco ficarem dentro da média histórica. Ricardo Brunet, gerente de Energisa Comercializadora, disse que os cenários de preços apontam para energia convencional Sudeste próxima de R$ 101/MWh também em 2021.
Entre 2020 e 2024, o país conviverá com uma sobra estrutural de energia acima de 15 GW. No entanto, 62% dessa oferta está nas regiões Norte e Nordeste, um desafio para a expansão do sistema de transmissão.
Os órgãos responsáveis pelo planejamento do setor elétrico trabalham agora com uma retração do Produto Interno Bruto (PIB) de -5% em 2020, ante uma expectativa de crescimento de 2,3% antes do Covid-19. Porém, a recessão pode ser ainda maior, segundo a Energisa, que estimativa uma queda no PIB de -7% neste ano, enquanto o último boletim Focus fala em queda de -5,9%.
“Enxergamos indícios representativos de um longo período de recessão econômica no Brasil”, disse Brunet, que também participou do webinar.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53136074/mudanca-na-carga-deve-reduzir-preco-da-energia-no-longo-prazo
A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) foi revisada para 65.886 MW médios em 2020 ante uma previsão inicial de 70.825 MW médios, de acordo a última versão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024). A próxima revisão será presentada em setembro.
Alessandra destacou que a previsão de carga atual é equivalente aos montantes de 2017, um atraso de crescimento de 4 anos. “Alterações estruturais na carga alteram o balanço demanda x oferta enxergado pelos modelos de otimização, impactando o preço por períodos mais longos”, disse. O preço de longo prazo, porém, depende de como será a retomada da atividade econômica.
Além da redução brusca do consumo de energia causa pelas medidas de isolamento social, o Brasil também vive uma situação hidroenergética favorável em 2020. Com exceção do submercado Sul, os demais reservatórios estão com níveis considerados confortáveis.
Segundo a diretora, o submercado Sudeste/Centro-Oeste está com o melhor armazenamento dos últimos 6 anos. A região – que concentra 70% do armazenamento de eletricidade país – está com 55,05% de capacidade, de acordo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS) em 26 de maio.
A melhora nas afluências já havia provocado uma redução nos preços da energia no mercado livre em fevereiro. Em abril, com a mudança na expectativa de carga, o preço despencou entre 40% e 60%, disse a especialista da Brasil Comercializadora.
O preço da energia convencional Sudeste (2ºSem 2020) caiu de R$ 250/MWh para R$ 120/MWh, podendo ficar abaixo dos R$ 100/MWh se as afluências no período seco ficarem dentro da média histórica. Ricardo Brunet, gerente de Energisa Comercializadora, disse que os cenários de preços apontam para energia convencional Sudeste próxima de R$ 101/MWh também em 2021.
Entre 2020 e 2024, o país conviverá com uma sobra estrutural de energia acima de 15 GW. No entanto, 62% dessa oferta está nas regiões Norte e Nordeste, um desafio para a expansão do sistema de transmissão.
Os órgãos responsáveis pelo planejamento do setor elétrico trabalham agora com uma retração do Produto Interno Bruto (PIB) de -5% em 2020, ante uma expectativa de crescimento de 2,3% antes do Covid-19. Porém, a recessão pode ser ainda maior, segundo a Energisa, que estimativa uma queda no PIB de -7% neste ano, enquanto o último boletim Focus fala em queda de -5,9%.
“Enxergamos indícios representativos de um longo período de recessão econômica no Brasil”, disse Brunet, que também participou do webinar.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53136074/mudanca-na-carga-deve-reduzir-preco-da-energia-no-longo-prazo
quarta-feira, 27 de maio de 2020
Carga é revisada para 65.866 MW médios em 2020
A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) está estimada em 65.886 MW médios para 2020 – 1.383 MW médios menor do que o previsto na 1º revisão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024), divulgada no final de abril com vigência a partir de maio de 2020.
Em função do agravamento da pandemia do Covid-19, as perspectivas para a economia brasileira pioraram e o Produto Interno Bruto (PIB) sinaliza para uma retração de 5% neste ano.
A revisão extraordinária do PEN foi um pedido conjunto do Operador Nacional do Sistema, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A revisão foi autorizada pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em reunião pública realizada nesta terça-feira, 26 de maio.
A redução de carga verificada em 2020 também se propagará pelos próximos quatro anos, atingindo montantes da ordem de 1.500 MW médios em 2024 (‐1,9%). A nova expectativa de carga será implementada pelo ONS no Programa Mensal de Operação (PMO) de julho de 2020.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135958/carga-e-revisada-para-65-866-mw-medios-em-2020
Em função do agravamento da pandemia do Covid-19, as perspectivas para a economia brasileira pioraram e o Produto Interno Bruto (PIB) sinaliza para uma retração de 5% neste ano.
A revisão extraordinária do PEN foi um pedido conjunto do Operador Nacional do Sistema, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A revisão foi autorizada pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em reunião pública realizada nesta terça-feira, 26 de maio.
A redução de carga verificada em 2020 também se propagará pelos próximos quatro anos, atingindo montantes da ordem de 1.500 MW médios em 2024 (‐1,9%). A nova expectativa de carga será implementada pelo ONS no Programa Mensal de Operação (PMO) de julho de 2020.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135958/carga-e-revisada-para-65-866-mw-medios-em-2020
terça-feira, 26 de maio de 2020
Estudo aponta potencial eólico superior a 7 TW ao longo da costa
Estudo recente da Universidade Federal de Santa Catarina sobre o potencial eólico offshore do Brasil mostra que o recurso existente entre 0 e 100 metros de profundidade é de 1,3 TW. Considerando a Zona Econômica Exclusiva, que abrange 200 milhas mar adentro a partir da costa, o valor sobe para 7,2 TW de potência instalada.
O trabalho realizado pelo professor e pesquisador Felipe Pimenta utiliza um método de extrapolação vertical que leva em consideração a estabilidade da atmosfera dos locais estudados e usa uma base de dados mais extensa, que vai de 1987 a 2014. O resultado é mais conservador que o método tradicional (Lei Logarítimica), com magnitudes 20% menores que a de estimativas que consideram condições de atmosfera neutra, mas com a vantagem de ter maior precisão.
Pelo método tradicional, o potencial calculado chega a 9,3 TW. Há, no entanto redução de cerca de 20% quando se considera a instabilidade atmosférica. Estimativa da Empresa de Pesquisa Energética, sem a extrapolação vertical, dá um resultado de 10 TW.
O mapeamento é a continuação de trabalho iniciado pelo pesquisador em 2008, durante doutorado nos Estados Unidos. Ele apresenta resultados em função da estação do ano e da produtividade da turbina por distância da costa e ao longo da costa, mas sugere a necessidade de medições por um ou dois anos para a validação dos dados apurados.
O levantamento foi feito ao longo de toda a costa brasileira, do Amapá ao Rio Grande do Sul, e aponta o que Pimenta chama de hot spots, que são locais onde com grande potencial de exploração econômica. Esses pontos estão localizados nos estados do estados do Amapá e do Pará, na Região Norte; no Maranhão, Piauí, Ceará e Rio Grande do Norte, no Nordeste; Espírito Santo e Rio de Janeiro, no Sudeste; Santa Catarina e Rio Grande do Sul, na Região Sul.
Há recursos eólicos da ordem de 725 GW em águas mais rasas, entre 0-35m; e de 980 GW entre 0-50 m. Essas profundidades são encontradas no Norte e no Nordeste, onde a exploração pode ser feita mais próxima à costa. Recursos significativos também são encontrados no sul para águas mais profundas, onde os ventos são mais intensos quanto maior a distância do continente. O trabalho identifica instabilidades atmosféricas no Norte, Nordeste e Sudeste (à exceção da região de Cabo Frio, no Rio de Janeiro) e estabilidade no Sul.
Um aspecto interessante já identificado em mapeamentos anteriores é a complementariedade sazonal significativa entre a costa norte e nordeste do país. Enquanto a potência dos ventos é maior na costa do PA e AP no verão (janeiro), no inverno a situação muda, quando ela se intensifica na costa do PI,CE e RN. “Essa complementariedade sazonal pode ser usada de maneira eficiente, onde as turbinas estiverem interligadas através da rede de transmissão”, explica o pesquisador, que chama o movimento de “gangorra do corredor nordeste.”
Pimenta afirma que o resultado apurado serve não apenas para atrair investimento, mas também para planejar incentivos a regiões que não estão tendo ainda propostas de usinas offshore. Ele dá como exemplo o Amapá e o Pará.
Um das surpresas da pesquisa foi a constatação de que embora no Nordeste os ventos sejam mais abundantes, nos dois estados do Norte os recursos são mais maiores, por causa da extensão da plataforma continental. “São centenas de quilômetros de largura, enquanto no Nordeste os recursos estão confinados a um espaço menor, porque a plataforma continental é estreita.”
Em janeiro do ano passado existiam seis projetos de fazendas eólicas offshore em licenciamento ambiental pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, para obtenção da licença prévia, incluindo um projeto da Petrobras. Segundo o roadmap da EPE, “o licenciamento ambiental de projetos eólicos offshore deve incluir também a linha de transmissão que fará o escoamento da energia gerada por esses projetos até um ponto de conexão ao Sistema Interligado Nacional.”
Medição
A pesquisa desenvolvida na UFSC, por meio do Projeto MovLidar (4068201314), tem o apoio financeiro do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq). A universidade obteve recursos para a compra de um equipamento de medição chamado Lidar, que custa em torno de R$ 550 mil, e foi instalado em um pier costeiro ao sul de Santa Catarina, onde funciona há mais de três anos.
A pesquisa desenvolvida na UFSC, por meio do Projeto MovLidar (4068201314), tem o apoio financeiro do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq). A universidade obteve recursos para a compra de um equipamento de medição chamado Lidar, que custa em torno de R$ 550 mil, e foi instalado em um pier costeiro ao sul de Santa Catarina, onde funciona há mais de três anos.
O custo é elevado, mais ainda assim muito mais barato que o de instalação de torres de medição meteorológica, afirma Pimenta. Para o pesquisador, a melhor maneira de fazer um mapeamento amplo do potencial ao longo da costa, com campanhas de medição de vento, seria a instalação de uns dez equipamentos desse tipo. O investimento custaria de R$ 5 milhões a R$ 10 milhões e poderia ser financiado pela iniciativa privada.
segunda-feira, 25 de maio de 2020
Casa dos Ventos fecha venda de energia à Tivit e avança em projeto eólico de R$2,4 bi
A desenvolvedora de projetos de geração renovável Casa dos Ventos
fechou um contrato privado de longo prazo para venda de energia à
empresa de tecnologia Tivit, em negócio que ajuda a tirar do papel um
complexo eólico no Rio Grande do Norte orçado em 2,4 bilhões de reais.
As obras da usina que atenderá o contrato começaram em abril, e a Casa dos Ventos espera assinar nas próximas semanas os últimos acordos envolvendo a produção futura da primeira fase do empreendimento, para o qual já tem planos de expansão, disse à Reuters o diretor de Novos Negócios da empresa, Lucas Araripe.
Transações envolvendo contratos privados de energia renovável no chamado mercado livre de eletricidade, no qual grandes consumidores como indústrias negociam diretamente seu suprimento, têm se tornado tendência no mundo e no Brasil, em meio à busca de empresas por investimentos em sustentabilidade e à constante queda dos custos de energia eólica e solar.
Esses negócios, no entanto, devem enfrentar alguns desafios neste ano devido à pandemia de coronavírus, que tem reduzido significativamente a demanda por eletricidade, principalmente no mercado livre, onde operam clientes industriais e comerciais, afetados por medidas de isolamento adotadas contra a disseminação da doença.
"Para essa primeira fase do parque, são negociações que já vêm desde o ano passado, que já estavam bem avançadas e estamos concluindo. Para o futuro, vamos sentir um pouco mais agora... mas a gente vê isso como um problema conjuntural", disse Araripe.
"A perspectiva é que a energia eólica continue sendo atraente", acrescentou ele, ao apontar que os contratos finais de venda da produção da primeira etapa do parque eólico devem ser assinados nas próximas semanas.
A usina Rio do Vento terá 504 megawatts em capacidade, sendo que o comissionamento das máquinas está previsto para o segundo semestre de 2021.
O fornecimento aos clientes que compraram energia do parque começará a partir de 2022.
A Tivit fechou um contrato de mais de 10 anos para atender a demanda de seus 30 escritórios e data centers no Brasil, disse Araripe, sem mencionar valores da transação.
Antes, a Casa dos Ventos já havia assinado contrato também com a Vulcabras Azaleia, no valor de 150 milhões de reais, que prevê fornecimento de 7 megawatts por 13 anos.
A operação com a Tivit prevê a possibilidade de a empresa exercer opção de compra de uma fatia no parque eólico após a conclusão das obras. Nesse caso, a companhia passaria ser considerada "autoprodutora" de energia, o que reduziria seus custos com encargos, de acordo com a regulação.
"Acreditamos que essa é uma maneira de dar acesso a energia eólica barata para os clientes, os grandes e agora os de médio porte", disse Araripe.
Ele afirmou que cerca de 65% dos recursos para a construção do parque eólico no Rio Grande do Norte serão assegurados junto ao Banco do Nordeste (BNB) e ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A usina usará máquinas da dinamarquesa Vestas.
Antes, em janeiro do ano passado, a Casa dos Ventos havia fechado um acordo semelhante envolvendo energia limpa e um parque eólico também com a mineradora Vale. Pela transação, a Vale comprou a produção futura da usina Folha Larga Sul e terá ainda a opção de adquirir o controle do projeto.
SEGUNDA FASE
A Casa dos Ventos prevê começar agora negociações de contratos que poderiam dobrar a capacidade do complexo no Rio Grande do Norte, para 1 gigawatt, disse o diretor de Novos Negócios.
Esses acordos para uma segunda fase do empreendimento devem prever a entrega da energia a partir de 2022 ou 2023, o que ajudará a reduzir riscos relacionados ao coronavírus, acrescentou Araripe.
"Estamos falando em um horizonte de daqui a três anos, e são contratos de longo prazo. A gente imagina que deve ter adesão", afirmou o executivo, destacando que a empresa ainda não sofreu impactos relevantes de pedidos de renegociação de contratos já fechados anteriormente.
"Escolhemos contrapartes fortes. E nos contratos temos instrumentos, garantias, seja fiança, seja corporativa, que nos protegem... até agora não temos visto essa motivação das empresas para alterações relevantes de cláusulas", disse.
Em meio à forte queda de consumo industrial e comercial devido ao agravamento da pandemia de Covid-19 no Brasil, diversas comercializadoras de energia têm relatado pedidos de clientes para renegociar ou reduzir contratos.
Essas renegociações devem gerar impactos de cerca de 5 bilhões de reais para empresas de comercialização em 2020, segundo projeção da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel).
Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2020/05/21/casa-dos-ventos-fecha-venda-de-energia-a-tivit-e-avanca-em-projeto-eolico-de-r24-bi.htm
As obras da usina que atenderá o contrato começaram em abril, e a Casa dos Ventos espera assinar nas próximas semanas os últimos acordos envolvendo a produção futura da primeira fase do empreendimento, para o qual já tem planos de expansão, disse à Reuters o diretor de Novos Negócios da empresa, Lucas Araripe.
Transações envolvendo contratos privados de energia renovável no chamado mercado livre de eletricidade, no qual grandes consumidores como indústrias negociam diretamente seu suprimento, têm se tornado tendência no mundo e no Brasil, em meio à busca de empresas por investimentos em sustentabilidade e à constante queda dos custos de energia eólica e solar.
Esses negócios, no entanto, devem enfrentar alguns desafios neste ano devido à pandemia de coronavírus, que tem reduzido significativamente a demanda por eletricidade, principalmente no mercado livre, onde operam clientes industriais e comerciais, afetados por medidas de isolamento adotadas contra a disseminação da doença.
"Para essa primeira fase do parque, são negociações que já vêm desde o ano passado, que já estavam bem avançadas e estamos concluindo. Para o futuro, vamos sentir um pouco mais agora... mas a gente vê isso como um problema conjuntural", disse Araripe.
"A perspectiva é que a energia eólica continue sendo atraente", acrescentou ele, ao apontar que os contratos finais de venda da produção da primeira etapa do parque eólico devem ser assinados nas próximas semanas.
A usina Rio do Vento terá 504 megawatts em capacidade, sendo que o comissionamento das máquinas está previsto para o segundo semestre de 2021.
O fornecimento aos clientes que compraram energia do parque começará a partir de 2022.
A Tivit fechou um contrato de mais de 10 anos para atender a demanda de seus 30 escritórios e data centers no Brasil, disse Araripe, sem mencionar valores da transação.
Antes, a Casa dos Ventos já havia assinado contrato também com a Vulcabras Azaleia, no valor de 150 milhões de reais, que prevê fornecimento de 7 megawatts por 13 anos.
A operação com a Tivit prevê a possibilidade de a empresa exercer opção de compra de uma fatia no parque eólico após a conclusão das obras. Nesse caso, a companhia passaria ser considerada "autoprodutora" de energia, o que reduziria seus custos com encargos, de acordo com a regulação.
"Acreditamos que essa é uma maneira de dar acesso a energia eólica barata para os clientes, os grandes e agora os de médio porte", disse Araripe.
Ele afirmou que cerca de 65% dos recursos para a construção do parque eólico no Rio Grande do Norte serão assegurados junto ao Banco do Nordeste (BNB) e ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A usina usará máquinas da dinamarquesa Vestas.
Antes, em janeiro do ano passado, a Casa dos Ventos havia fechado um acordo semelhante envolvendo energia limpa e um parque eólico também com a mineradora Vale. Pela transação, a Vale comprou a produção futura da usina Folha Larga Sul e terá ainda a opção de adquirir o controle do projeto.
SEGUNDA FASE
A Casa dos Ventos prevê começar agora negociações de contratos que poderiam dobrar a capacidade do complexo no Rio Grande do Norte, para 1 gigawatt, disse o diretor de Novos Negócios.
Esses acordos para uma segunda fase do empreendimento devem prever a entrega da energia a partir de 2022 ou 2023, o que ajudará a reduzir riscos relacionados ao coronavírus, acrescentou Araripe.
"Estamos falando em um horizonte de daqui a três anos, e são contratos de longo prazo. A gente imagina que deve ter adesão", afirmou o executivo, destacando que a empresa ainda não sofreu impactos relevantes de pedidos de renegociação de contratos já fechados anteriormente.
"Escolhemos contrapartes fortes. E nos contratos temos instrumentos, garantias, seja fiança, seja corporativa, que nos protegem... até agora não temos visto essa motivação das empresas para alterações relevantes de cláusulas", disse.
Em meio à forte queda de consumo industrial e comercial devido ao agravamento da pandemia de Covid-19 no Brasil, diversas comercializadoras de energia têm relatado pedidos de clientes para renegociar ou reduzir contratos.
Essas renegociações devem gerar impactos de cerca de 5 bilhões de reais para empresas de comercialização em 2020, segundo projeção da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel).
Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2020/05/21/casa-dos-ventos-fecha-venda-de-energia-a-tivit-e-avanca-em-projeto-eolico-de-r24-bi.htm
sexta-feira, 22 de maio de 2020
Preço da energia no ACL deve incentivar migração de consumidores
A redução de consumo de energia no mercado é um dos efeitos mais visíveis que se tem no setor elétrico. Segundo os dados mais recentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, a redução está na casa de 15% no SIN, sendo de 14% no ACR e de 19% no ACL. Com isso, somado ao nível de reservatórios do país, a tendência é de que o preço da energia no mercado livre fique em patamares mais baixos para 2020 e em 2021. Na avaliação de especialistas e agentes, essa pode ser uma boa oportunidade de migração e até mesmo de fechar novos contratos no mais longo prazo.
De acordo com Patrick Hansen, sócio da Dcide, o impacto na curva forward de preços foi forte. Os contratos, lembrou ele, saíram de um patamar de R$ 200/MWh no início do ano para algo como R$ 143/MWh agora em maio. Esses valores representam uma queda de quase 30%, índice que ele classificou como expressivo quando se pensa que em janeiro o PLD estava pressionado.
“Interpreto que temos a perspectiva de melhoria nas condições de armazenamento para o início de 2021, será melhor do que nos dois últimos anos com essa redução do consumo de 2020. Isso gera expectativa de preços de energia para o período de 2021 a 2024 impactados, claro que não na mesma medida. Em 2022 os preços estão acima de 2021 porque no longo prazo temos menos volatilidade”, acrescentou ele em sua participação no 5º webinar da edição especial do Agenda Setorial 2020, realizado pelo Grupo CanalEnergia-Informa Markets via internet em decorrência da pandemia de covid-19.
Hansen relatou que os valores para depois de 2022 estão mais elevados, mas mesmo assim, as variações estão em uma faixa de R$ 5 a R$ 10, uma diferença que ainda é significativa quando se pensa em contratos para daqui a três ou quatro anos. A dúvida sobre o potencial de queda, continuou ele, está quanto à situação do submercado Sul que está passando pelo pior ano do histórico de 90 anos em termos de afluências.
“Acho que este é um bom cenário para o consumidor, um bom momento para se contratar no longo prazo”, definiu ele. “Esse período de crise que estamos passando é ruim para todos, mas há oportunidades e uma dessas é a de que o consumidor pode encontrar preços competitivos de energia”, avaliou ele.
Essa análise é dividida pelo diretor da Ampere Consultoria, Bruno Soares. O executivo acrescentou ainda que não estamos livres de novas revisões extraordinárias. Ele destacou a incerteza acerca da duração da crise e da extensão. Até porque começa a se falar em bloqueios mais rígidos em cidades como São Paulo e Rio de Janeiro, que podem comprometer ainda mais o consumo de energia.
“Se chegarmos a um ponto de grandes centros comerciais decretarem o lockdown, um novo cenário precisará ser traçado e com impacto importante nesse sentido de previsão de carga”, ressaltou o executivo.
Essa perspectiva, inclusive, não parece estar afastada uma vez que a situação não parece estar melhorando. A pandemia, lembrou, está invadindo o interior do país com mais amplitude e, por isso, a situação não permite ter uma previsão certeira sobre os desdobramentos nas próximas semanas. Soares relatou ainda que a sobreoferta tem levado a efeitos nos preços no longo prazo, corroborando o que disse Hansen. “A situação no Sul do país é o fator de resistência que tem feito com que o preço não caia ainda mais”, apontou. Em sua análise essa situação de valores mais baixos deve gerar um incentivo para uma maior migração ao mercado livre.
Ainda na semana passada, no 4º webinário do Agenda Setorial 2020, essa análise foi feita por quem está diretamente ligado a negociações no ACL. O presidente da BC Energia, Alessandro de Brito Cunha, destacou que sempre é momento para essa mudança. E a questão se torna mais favorável para a migração em decorrência das perspectivas de impacto tarifário que se vislumbra nos próximos anos.
O sócio da Delta Energia, Ricardo Lisboa, reforçou que este também é o momento de recontratar energia no ACL. Apesar de indústrias e grandes consumidores em geral estarem com uma demanda mais reduzida no momento, os preços da energia no ACL estão mais baixos e, por isso, seria uma boa estratégia buscar acordos para o longo prazo, garantindo um preço mais baixo. “Cada um deve ter a sua estratégia nessa hora, é uma questão de caso a caso de acordo com a necessidade individual”, ressaltou.
Andrew Strofer, CEO da América Energia, lembra que os preços com a conta covid devem apresentar um impacto para o ACR. Mesmo com a taxa Selic ao menor nível da história do Brasil temos outros efeitos na tarifa que é decorrente da energia de Itaipu, em dólar. E ainda, do custo dos combustíveis, que formam a maior parcela da CDE. O que ajudaria a elevar os custos aos consumidores no mercado regulado, reforçando essa tendência de ampliação das diferenças entre os dois ambientes de contratação.
Leia mais em:
https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135526/preco-da-energia-no-acl-deve-incentivar-migracao-de-consumidores
De acordo com Patrick Hansen, sócio da Dcide, o impacto na curva forward de preços foi forte. Os contratos, lembrou ele, saíram de um patamar de R$ 200/MWh no início do ano para algo como R$ 143/MWh agora em maio. Esses valores representam uma queda de quase 30%, índice que ele classificou como expressivo quando se pensa que em janeiro o PLD estava pressionado.
“Interpreto que temos a perspectiva de melhoria nas condições de armazenamento para o início de 2021, será melhor do que nos dois últimos anos com essa redução do consumo de 2020. Isso gera expectativa de preços de energia para o período de 2021 a 2024 impactados, claro que não na mesma medida. Em 2022 os preços estão acima de 2021 porque no longo prazo temos menos volatilidade”, acrescentou ele em sua participação no 5º webinar da edição especial do Agenda Setorial 2020, realizado pelo Grupo CanalEnergia-Informa Markets via internet em decorrência da pandemia de covid-19.
Hansen relatou que os valores para depois de 2022 estão mais elevados, mas mesmo assim, as variações estão em uma faixa de R$ 5 a R$ 10, uma diferença que ainda é significativa quando se pensa em contratos para daqui a três ou quatro anos. A dúvida sobre o potencial de queda, continuou ele, está quanto à situação do submercado Sul que está passando pelo pior ano do histórico de 90 anos em termos de afluências.
“Acho que este é um bom cenário para o consumidor, um bom momento para se contratar no longo prazo”, definiu ele. “Esse período de crise que estamos passando é ruim para todos, mas há oportunidades e uma dessas é a de que o consumidor pode encontrar preços competitivos de energia”, avaliou ele.
Essa análise é dividida pelo diretor da Ampere Consultoria, Bruno Soares. O executivo acrescentou ainda que não estamos livres de novas revisões extraordinárias. Ele destacou a incerteza acerca da duração da crise e da extensão. Até porque começa a se falar em bloqueios mais rígidos em cidades como São Paulo e Rio de Janeiro, que podem comprometer ainda mais o consumo de energia.
“Se chegarmos a um ponto de grandes centros comerciais decretarem o lockdown, um novo cenário precisará ser traçado e com impacto importante nesse sentido de previsão de carga”, ressaltou o executivo.
Essa perspectiva, inclusive, não parece estar afastada uma vez que a situação não parece estar melhorando. A pandemia, lembrou, está invadindo o interior do país com mais amplitude e, por isso, a situação não permite ter uma previsão certeira sobre os desdobramentos nas próximas semanas. Soares relatou ainda que a sobreoferta tem levado a efeitos nos preços no longo prazo, corroborando o que disse Hansen. “A situação no Sul do país é o fator de resistência que tem feito com que o preço não caia ainda mais”, apontou. Em sua análise essa situação de valores mais baixos deve gerar um incentivo para uma maior migração ao mercado livre.
Ainda na semana passada, no 4º webinário do Agenda Setorial 2020, essa análise foi feita por quem está diretamente ligado a negociações no ACL. O presidente da BC Energia, Alessandro de Brito Cunha, destacou que sempre é momento para essa mudança. E a questão se torna mais favorável para a migração em decorrência das perspectivas de impacto tarifário que se vislumbra nos próximos anos.
O sócio da Delta Energia, Ricardo Lisboa, reforçou que este também é o momento de recontratar energia no ACL. Apesar de indústrias e grandes consumidores em geral estarem com uma demanda mais reduzida no momento, os preços da energia no ACL estão mais baixos e, por isso, seria uma boa estratégia buscar acordos para o longo prazo, garantindo um preço mais baixo. “Cada um deve ter a sua estratégia nessa hora, é uma questão de caso a caso de acordo com a necessidade individual”, ressaltou.
Andrew Strofer, CEO da América Energia, lembra que os preços com a conta covid devem apresentar um impacto para o ACR. Mesmo com a taxa Selic ao menor nível da história do Brasil temos outros efeitos na tarifa que é decorrente da energia de Itaipu, em dólar. E ainda, do custo dos combustíveis, que formam a maior parcela da CDE. O que ajudaria a elevar os custos aos consumidores no mercado regulado, reforçando essa tendência de ampliação das diferenças entre os dois ambientes de contratação.
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https://www.canalenergia.com.br/noticias/53135526/preco-da-energia-no-acl-deve-incentivar-migracao-de-consumidores
quinta-feira, 21 de maio de 2020
Mercado livre já calcula prejuízo de R$ 5 bi com redução no consumo
Um calculo inicial dos comercializadores estimava que se a queda no consumo de energia no mercado livre fosse de 10%, em razão da pandemia do coronavírus, o prejuízo ficaria na faixa de R$ 200 milhões por mês. Os impactos se mostraram muito mais severos, e agora, com a redução da demanda em quase 20%, o cálculo do prejuízo chega a R$ 5 bilhões, se for considerado o impacto para todo o ano de 2020. O número já tinha sido apontado na semana passada pelo repórter Mauricio Godoi.
“As empresas, com muita dificuldade no mercado livre, estão suportando esse prejuízo, respeitando os contratos com os consumidores, em uma posição bastante desfavorável”, afirma o presidente executivo da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, Reginaldo Medeiros.
A dificuldade é resultado de uma situação que nunca foi pensada pelos agentes econômicos, que é todos os consumidores reduzirem o consumo simultaneamente, usando ao mesmo tempo todas as cláusulas contratuais de flexibilidade. “O mercado , quando ganha flexibilidade, ganha nos dois sentidos. Ora os consumidores consomem mais do que o contratado, ora consomem menos. Agora, essa situação de todos ao mesmo tempo exercerem uma flexibilidade menor, ninguém prevê esse risco”, explica o executivo.
A solução para a mesma crise que impacta o ambiente de livre de comercialização segue outro caminho no mercado regulado, que inclui a contratação de um novo socorro via empréstimo bancário às distribuidoras. Para Medeiros, o decreto que regulamentou a criação da chamada Conta Covid – uma nova versão da Conta ACR – vai no sentido correto de equacionar o problema de caixa das distribuidoras.
Continua sendo importante, no entanto, tratar de forma estrutural o mecanismo de contratação de energia no mercado regulado, para evitar crises que já tornaram recorrentes. “O que precisa é continuar a reforma do setor, para resolver esse problema estrutural do mecanismo de contratação das distribuidoras, que hora deixa as empresas subcontratadas, como foi em 2014, ora deixa supercontratadas, com aconteceu agora.”
O efeito da crise é conjuntural e tende a desaparecer com a melhora do cenário, mas uma característica do modelo, que sempre precisa de uma solução emergencial quando o cenário é desfavorável, permanece. A chamada modernização do setor elétrico está há discussão há cinco anos no setor, mas há muita resistência no mercado para ajustar o modelo comercial, afirma Medeiros.
O executivo está otimista em relação à capacidade do setor de sair da crise “com uma perspectiva positiva de respeito aos contratos, para atrair investimentos no momento em que a economia voltar a crescer.” Ele volta a destacar que, para isso, é importante agora que todos possam se concentrar na importância de promover mudanças estruturais. Com perspectiva de migração para o mercado livre bem menor do que em 2014, já que praticamente todos os consumidores elegíveis já migraram, afirma, é preciso então dar prosseguimento à mudança do modelo.
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