(Foto: Igor Jácome/G1)

Energia eólica recebe 97% dos financiamentos do BNDES ao RN no primeiro bimestre

Banco liberou R$ 446,3 milhões entre janeiro e fevereiro. Crescimento foi de 55% na comparação com o mesmo período do ano passado.

O setor de energia eólica foi responsável por 97% dos financiamentos liberados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) ao Rio Grande do Norte, no primeiro bimestre deste ano. Foram mais de R$ 434 milhões investidos no segmento, de um total de R$ 446,3 milhões que chegaram ao estado.

De acordo com o banco, a soma de investimentos no RN foi 48,5% maior que o valor liberado no mesmo período do ano passado. Os investimentos em energia eólica fizeram o setor de infraestrutura, da qual ela faz parte, ter o maior crescimento: de 55%.

Apesar de o setor agropecuário também ter tido um crescimento do mesmo porte (55%), o volume de recursos foi bem menor. Ficou em R$ 2,2 milhões. Ao setor de comércio e serviços, foram destinados R$ 5,2 milhões e a indústria potiguar recebeu R$ 1,8 milhão.

Para as micro, pequenas e médias empresas (MPMEs) potiguares, foram liberados R$ 32,2 milhões, distribuídos em 457 operações de créditos diferentes.

Fonte: G1/RN

Foto: Jornal Desafio

Falha em linhão provoca queda de energia no Norte e Nordeste

O apagão que atingiu todos os nove estados do Nordeste, além do Amazonas, Pará e Tocantins na tarde desta quarta-feira (21) foi provocado por uma falha em um disjuntor na subestação de Xingu, conectada à linha de transmissão operada pela concessionária Belo Monte Transmissora de Energia, controlada pela empresa estatal chinesa State Grid, responsável pelo escoamento da energia gerada pela usina de Belo Monte, no Pará.

A queda ocorreu por conta de erro na calibração do disjuntor, equipamento que faz o controle automático da energia que passa pela linha. O componente estava calibrado para receber até 3.700 megawatts (MW) de potência, em vez de mais de 4 mil MW, como deveria. Ontem, quando a transmissão atingiu esse volume limite, o disjuntor simplesmente caiu, paralisando todo o resto da rede. A ONS explicou, em nota oficial,  que os sistemas Sul, Sudeste e Centro-Oeste ficaram desconectados do Norte e Nordeste.

Para o Diretor-Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais Energia (CERNE), Jean-Paul Prates, o problema que desencadeou o apagão não está relacionado com o tipo de fonte utilizada e sim com a operação da linha de transmissão. “Neste caso, o questionamento importante a se fazer é quanto à segurança do sistema de transmissão”.

Na opinião do especialista, o caso tem que ser apurado de forma transparente e as responsabilidades devem ser expostas para que se evitem falhas de operação como a que parece ter ocorrido.

“Não dá para escamotear responsabilidades num caso como este, principalmente por motivações políticas. Se houve algo errado, é preciso apurar e trazer à luz. Afinal, o sistema elétrico nacional hoje não é mais operado por uma empresa só, e é preciso distinguir responsabilidades e penalidades, para não se generalizar ou errar quanto a isso”, finaliza.

Confira outras notícias com informações sobre o apagão:

Falha em disjuntor no Xingu provocou “colapso” de energia no Norte e Nordeste, diz ONS

Apagão atinge ao menos 12 Estados de Norte e Nordeste

Falha em linha de transmissão de Belo Monte provoca apagão no Norte e Nordeste

Apagão no Norte e Nordeste foi causado por falha em linha

 

Fonte: CERNE Press

Foto:  Danilo Verpa-Folha Press

Governo anuncia concessão de 24 linhas de transmissão

Leilões estão previstos para o final deste ano, mas não há garantia de que todos sejam concedidos

O ministro Moreira Franco (Secretaria-Geral da Presidência) anunciou nesta segunda-feira (19) o que deve ser a última cartada do governo do presidente Michel Temer para concluir seu programa de concessões e privatizações. Até hoje, só metade dos projetos foi leiloada, prevendo investimentos de R$ 142 bilhões.

No cronograma do PPI (Programa de Parcerias de Investimentos), existem 105 projetos em estudo. Deste total, o ministro Moreira Franco anunciou que 31 passaram a integrar a lista de concessões porque os estudos técnicos foram concluídos.

O projeto mais promissor é o que prevê a concessão de 24 linhas de transmissão em 19 estados com investimentos totais de R$ 8,8 bilhões.

Também está previsto o arrendamento de sete terminais portuários até o final do ano com investimentos previstos de R$ 1,3 bilhão. São três terminais de combustíveis em Cabedelo (PB), dois terminais de granéis líquidos em Santos (SP), dois terminais em Suape (PE).

Os leilões estão previstos para o final deste ano, mas não há garantia de que todos sejam concedidos. Na Eletrobras, por exemplo, há forte resistência no Congresso à venda da estatal.

Com a decisão desta segunda-feira, o PPI deu amparo para um decreto presidencial que está pronto e definirá o papel do Ministério de Minas e Energia e do BNDES no processo de privatização.

Será preciso, por exemplo, preparar o novo acordo de acionista para a empresa que será privatizada. O decreto especifica o papel de cada órgão nesse processo.

Mesmo assim, a possibilidade de que a venda da Eletrobras não prospere sob Temer é grande.

Nas ferrovias também há dificuldades. Projetos importantes, como a Ferrovia Norte-Sul, ainda estão no TCU (Tribunal de Contas da União). Os projetos ferroviários concedidos no passado e que seriam renovados antecipadamente também devem ficar para o próximo ano.

Apesar disso, há projetos em curso com leilões previstos a partir de março e que devem trazer recursos para o caixa do governo neste ano. Dentre eles estão a 4ª rodada do pré-sal, a venda das seis distribuidoras de energia da Eletrobras —parte do processo de privatização da estatal — e a concessão de 13 aeroportos.

No ano passado, as concessões permitiram ao governo cumprir a meta de déficit de R$ 159 bilhões contribuindo com cerca de R$ 32 bilhões em outorgas. Neste ano, a equipe econômica espera angariar R$ 20 bilhões, contando com a Eletrobras que, sozinha, deverá gerar R$ 12 bilhões, se o leilão ocorrer.

Fonte: Julio Wiziack , Gustavo Uribe e Talita Fernandes | Folha de São Paulo

Foto: Paulo Whitaker

Comercializadoras de energia têm fortes ganhos em 2017 e setor acelera expansão

Empresas de comercialização de eletricidade, que atuam no chamado “mercado livre” de energia e fecham contratos de compra e venda junto a geradores e grandes clientes, como indústrias, tiveram no ano passado um dos melhores desempenhos da história, o que tem impulsionado o crescimento dos negócios no setor.

Em meio aos bons resultados, o número de comercializadoras no mercado pode ter em 2018 o maior salto em anos, com 36 processos para a abertura de novas empresas no ramo já em andamento, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Ao longo de 2017, o quadro de comercializadoras ganhou 28 companhias, uma expansão de 15 por cento, a maior registrada desde 2012. Atualmente, são 222 empresas em operação no segmento.

“Acho que, se a gente for classificar, foi o melhor ano para as comercializadoras… A grande maioria delas aproveitou essa tendência e acabou tendo um resultado muito bom”, disse à Reuters o presidente da Comerc Energia, Cristopher Vlavianos.

A empresa viu uma alta de 32 por cento no faturamento em 2017, para 1,8 bilhão de reais.

Segundo o executivo, esse bom desempenho da Comerc e de outras comercializadoras foi ajudado por mudanças regulatórias que tornaram mais previsível a evolução dos preços no mercado livre de eletricidade ao longo de 2017.

Essas alterações, que entraram em vigor em maio passado, tinham como objetivo tornar mais realistas os preços no mercado, por meio de uma nova metodologia de cálculo que dá maior peso a cenários pessimistas de chuvas na região das hidrelétricas.

Mas essa nova metodologia teve na prática um impacto altista nos preços, que foi largamente antecipado pelos agentes de mercado de comercialização, os quais conseguiram realizar operações no mercado para ganhar com a aposta em uma alta das cotações.

“Foi realmente um ano muito bom para nós, em linha com o mercado em geral… Houve uma certa previsibilidade, e as casas que tem uma área de preço, de estudo, de inteligência, conseguiram (acertar a aposta)… De fato, os faturamentos estão bem expressivos”, disse Danilo Marchesi, sócio da comercializadora Compass.

Ele não citou números de faturamento porque a Compass ainda não fechou o balanço financeiro de 2017.

Mas grandes elétricas que já divulgaram os resultados de 2017 também mostraram números amplamente favoráveis nas operações de comercialização.

A francesa Engie Brasil Energia viu uma alta de 88 por cento na receita de venda de energia a comercializadoras em 2017, para cerca de 600 milhões de reais.

A EDP Brasil teve uma expansão de 37 por cento no volume de energia transacionado por sua unidade de comercialização na comparação com 2016, enquanto o preço médio praticado subiu 34 por cento entre um ano e outro.

Setor em alta

O bom momento das comercializadoras no ano passado também foi impulsionado por um grande crescimento no número de clientes visto desde 2016, após uma alta de mais de 50 por cento nas tarifas cobradas pelas distribuidoras em 2015 aumentar a economia para as empresas que decidem comprar eletricidade no chamado mercado livre.

Esse movimento tem feito cada vez mais investidores olharem para negócios nesse mercado, disse à Reuters o presidente da consultoria Thymos Energia, João Carlos Mello.

“A gente vê grandes empresas focadas nisso, bancos entrando no jogo. É um mercado que vai amadurecer bastante”, afirmou.

Ele apostou, no entanto, que novas mudanças previstas na regulamentação —como um cálculo realizado a cada hora para os preços a partir de 2019, ante a cada semana atualmente— irão “afunilar” o setor, ao tornar as operações mais complexas, o que poderá favorecer um movimento de consolidação no segmento.

“Imagino que vai ter um pouco de fusões, e uma redução no número de comercializadoras… Provavelmente em 2019 e 2020”, afirmou.

Enquanto isso, as comercializadoras também aproveitam para expandir a atuação para outras atividades, como consultoria e serviços, mercados que também estão bastante aquecidos, conforme a recessão força empresas e indústrias a buscar meios de economizar os custos com eletricidade.

“A perspectiva para este ano também é muito boa, até em termos de novos negócios. Estamos crescendo bastante na área de eficiência energética, de energia solar”, disse Vlavianos, da Comerc.

As comercializadoras também apostam que o número de clientes no mercado livre de eletricidade terá um bom crescimento no próximo ano, uma vez que fortes reajustes nas tarifas de distribuidoras ao longo de 2018 deverão impulsionar clientes a buscar preços mais baixos.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou recentemente reajustes de mais de 10 por cento para as tarifas de diversas distribuidoras, como Light, Enel Rio e Cemig, entre outras.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

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Brasil começa a aproveitar seu potencial de energia solar

A geração de energia solar cresce e traz economia na conta de luz de residências e empresas — mas o potencial no país está longe de ser explorado

Em Janaúba, no Norte de Minas Gerais, a agropecuária é a principal atividade econômica da cidade de 70 000 habitantes. Ali a fruticultura, a soja e a pecuária vêm sendo castigadas pela maior seca da história na região. Localizada no semiárido mineiro e sob um sol inclemente durante boa parte do ano, com temperatura média de 33 graus, Janaúba faz parte do chamado Polígono das Secas. Mas o sol forte que bate ali, antes visto apenas como um infortúnio que só agrava a falta de chuva no lugar, virou uma oportunidade aos olhos de investidores. Agora, parte das pastagens improdutivas da região é fonte de renda para os pecuaristas, que arrendam suas terras para empresas que querem gerar energia solar.

Hoje, as companhias que estão investindo em fazendas de painéis fotovoltaicos miram a redução dos gastos com a conta de luz. É o caso da combalida gigante das telecomunicações Oi, que está construindo duas fazendas solares, uma em Janaúba e outra na também mineira Capitão Enéas, em paralelo às tentativas de colocar de pé seu plano de reestruturação. Cada uma das fazendas tem capacidade de geração de 5 megawatts, energia suficiente para abastecer 10.000 residências por mês.

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A energia produzida em parceria com a GD Solar, empresa especializada em projetos e na construção de empreendimentos desse tipo, será injetada na rede elétrica de Minas Gerais e vai gerar créditos para ser abatidos da conta de luz de 3.000 unidades da Oi no estado, entre torres de telecomunicações e prédios corporativos. Os investimentos nas duas fazendas solares consumiram 30 milhões de reais. E o objetivo é construir outras 15 usinas do gênero no país até 2021. Nessa toada, a Oi espera economizar 30% dos custos habituais com energia. Hoje, os gastos por ano alcançam cerca de 750 milhões de reais. “Mesmo que o momento seja crítico para a companhia, é preciso olhar para o futuro”, diz Marco Vilela, diretor de patrimônio e logística da Oi.

A empreitada da Oi é parte da recente onda de investimentos em geração fotovoltaica no Brasil. Entre as operadoras de telefonia, a Claro foi uma das pioneiras. Em 2016, pressionada por uma alta de quase 60% nos gastos com eletricidade num período de 12 meses, a companhia decidiu estruturar um plano de autogeração com base em fonte solar, capaz de abater 30% dos custos de energia de 80% de suas operações — são cerca de 40.000 unidades, entre torres, lojas e edifícios corporativos.

Embora não seja dona de um painel fotovoltaico sequer, a Claro se beneficia da energia gerada nos 45 hectares equipados com painéis em Várzea das Palmas e em Buritizeiro, também cidades mineiras. “Há cada vez mais investidores dispostos a bancar esse tipo de projeto. E nós, como grandes consumidores, nos interessamos em comprar essa energia”, diz Roberto Catalão, vice-presidente financeiro da Claro.

A despeito do movimento das operadoras de telecomunicações, foi o consumidor residencial quem puxou para cima o número de sistemas fotovoltaicos em operação no país — a chamada “geração distribuída”. Em 2012, apenas 13 locais geravam eletricidade dessa fonte no Brasil (antes, os raios solares eram utilizados apenas para sistemas de aquecimento de água). Atualmente, são mais de 23.000 unidades, sendo 80% em residências.

Alguns fatores ajudam a explicar essa curva exponencial de adoção. Há seis anos, uma resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneelautorizou a produção própria de energia elétrica de fontes renováveis e possibilitou o repasse do excedente à rede pública de distribuição de energia em troca de desconto na conta de luz. Em 2015, outras facilidades foram incorporadas à norma. Os créditos gerados pelos consumidores passaram a valer durante cinco anos — e não apenas por três, como determinava a primeira regra. Os modelos também se diversificaram. Agora são permitidos sistemas de consumo coletivo, como condomínios e shoppings, e de consumo remoto — quando a energia é produzida num local e consumida em outro dentro da área de concessão de uma distribuidora.

Essa mudança foi o pontapé inicial para a consolidação do modelo de negócios da Órigo, empresa que se dedica a projetar e construir fazendas solares e a alugar cotas dos painéis a pequenas e médias empresas. Com uma fazenda de 1 megawatt em Minas Gerais, num espaço de 10 hectares, a Órigo consegue gerar energia equivalente ao consumo de 70 clientes — restaurantes, bares e açougues. Criada em 2010, a empresa tem entre seus investidores o fundo americano de private equity TPG e o brasileiro Move, que tem a participação dos fundadores da fabricante de cosméticos Natura. “Vamos fazer dez fazendas neste ano, e já temos muita coisa vendida de antemão”, diz Surya Mendonça, presidente da Órigo.

O maior impulso para esse mercado, porém, veio com o aumento das tarifas de energia. Desde 2012, o reajuste médio do preço da energia no país foi de 44%, acima da inflação de 36% registrada no período. Enquanto isso, o avanço da tecnologia de produção dos equipamentos fez o preço cair 80% na última década em todo o mundo e tornou a conta ainda mais vantajosa. Hoje, a instalação de quatro painéis solares com capacidade total de 1,25 megawatt (o suficiente para suprir as necessidades de uma família de quatro pessoas) custa 15.000 reais. Em 2015, era de 30.000 reais.

Sem levar em conta as usinas em fase de projeto e construção, a geração solar atingiu a marca de 1 gigawatt de capacidade instalada no país no final do ano passado. O montante significa uma fatia inferior a 1% da matriz elétrica brasileira, amplamente apoiada na geração hidrelétrica. Mas a participação pode chegar a 5%, de acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Para isso, o volume de recursos nesse mercado deverá chegar a 9 bilhões de reais neste ano e se manter nesse nível. A estimativa é que os investimentos acumulados no setor cheguem a 125 bilhões de reais até 2030.

Isenção de imposto

Hoje, o estado que lidera a corrida solar no Brasil é Minas Gerais, com 5 000 sistemas instalados. Não é à toa. O estado foi o primeiro a isentar a cobrança de 30% de imposto sobre circulação de mercadorias e serviços que incidia sobre a troca de energia entre consumidores e concessionária. Por lá, o tempo de retorno do investimento do consumidor num sistema fotovoltaico é um dos menores do país: entre quatro e cinco anos. Em São Paulo, o investimento se paga em seis anos. Hoje, 23 estados aderiram à medida, com exceção de Amazonas, Paraná e Santa Catarina.

Diferentemente do que se viu com a exploração da fonte eólica nos últimos anos, concentrada no Nordeste, a região em que são registrados os maiores níveis de irradiação solar do país tem baixo índice de aproveitamento dessa fonte. A razão é que não há vantagem financeira. “A tarifa média de energia nos estados do Nordeste é menor, e isso se deve, em parte, a subsídios do governo no preço para os consumidores mais pobres”, diz Juliano Assunção, professor na Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Com tarifas artificialmente mais baixas, as projeções de rentabilidade do investimento em solar na região são menores.

A inserção de um número cada vez maior de unidades autoprodutoras de energia solar no sistema brasileiro pode mexer com o modelo tradicional de atuação das concessionárias. A AES Eletropaulo, responsável pela região metropolitana de São Paulo, recebeu 600 pedidos de geração solar distribuída apenas em 2017 — o dobro do registrado no ano anterior. Desses, 350 foram conectados à rede da concessionária, que banca a própria conexão. O volume ainda é irrisório se comparado com a base de 7,4 milhões de clientes da Eletropaulo, mas o tema é recorrente em suas discussões de planejamento estratégico. “Vamos precisar de um nível de automação de gestão da rede ainda maior”, afirma Artur Tavares, vice- presidente de operações da AES Eletropaulo.

Ele se refere ao conceito de smart grid (“rede inteligente”), que, por meio de sensores, medidores sofisticados e do uso de big data, facilita o controle remoto das redes em tempo real e se antecipa a problemas como queda de tensão, além de oferecer informações diá-rias sobre as curvas de consumo. Hoje, os dados coletados são mensais. As concessionárias alegam que terão de investir mais nas redes para acomodar os autogeradores que estão chegando — um pessoal que, ironicamente, apostou na energia solar para pagar menos conta de luz.

Antevendo uma possível queda na receita, as distribuidoras querem discutir a configuração das tarifas. Atualmente, não há separação entre a energia consumida e o custo da infraestrutura de distribuição na conta de consumidores comuns. O pleito do setor é que a chamada “conta do fio” seja cobrada de quem tem o próprio sistema gerador e acaba usando a rede da concessionária.

Ainda não há uma proposta sobre a divisão da tarifa, mas o tema foi posto em consulta pública pelo Ministério de Minas e Energia. A regulação do setor deverá ser revista em 2020. “A atualização do marco regulatório tem de vir como oportunidade, não como desincentivo ao poder de escolha do consumidor de gerar a própria energia”, afirma Rodrigo Sauaia, diretor da Absolar. A projeção da Aneel é que, até 2024, cerca de 800.000 unidades de microgeração estejam em funcionamento no Brasil. Isso poderá acarretar uma perda de 1,1% de mercado para as distribuidoras, segundo projeções da agência.

Disseminação

O mercado já se prepara para uma popularização. Há no país cerca de 3 000 empresas: são comercializadoras, projetistas e instaladoras de sistemas fotovoltaicos, atuando em modelos diversos. O aumento da demanda não foi suficiente para dar forma a uma indústria nacional de painéis fotovoltaicos. São poucas as fabricantes no país, já que há isenção de impostos para a importação de um painel completo — mas não para peças, o que gera uma desvantagem tributária de 30%.

Uma delas é a BYD, chinesa com 40 fábricas no mundo, entre painéis solares, veículos elétricos e baterias, que faturou 17 bilhões de dólares em 2017. Em fevereiro do ano passado, a BYD inaugurou uma de suas maiores fábricas de painéis em Campinas e começou a vender equipamentos para grandes projetos, com mais de 80 megawatts de capacidade. Mas o planejamento mudou no meio do caminho. Nos próximos meses, a BYD pretende entrar no mercado de microgeração, que deverá compor até 50% do negócio, bem mais do que os 10% previstos anteriormente. O grupo CPFL também é um dos que -querem lucrar com a energia solar.

Agora parte da estatal chinesa de energia State Grid, a CPFL criou em 2017 uma empresa independente, focada na alta da demanda por geração solar distribuída: a Envo, voltada para o mercado de pequenos estabelecimentos comerciais. Antes disso, em 2016, a CPFL já havia dado início à instalação de painéis solares para 200 consumidores de Campinas, no interior de São Paulo, a fim de avaliar o impacto da microgeração em redes elétricas de baixa tensão, aproveitando um fundo de incentivo da Aneel à pesquisa em eficiência. “Essa modalidade avançou em todo o mundo e vai chegar aqui também, ainda que com atraso”, diz Karin Luchesi, vice-presidente de operações de mercado da CPFL.

A expansão brasileira ainda é tímida se comparada à corrida solar mundo afora. Estima-se que o Brasil esteja 15 anos atrasado na adoção dessa fonte. A China, que por muito tempo foi marcada pela produção de energia suja, com a queima do carvão mineral, superou a pioneira Alemanha na capacidade instalada de geração: 130 gigawatts, o equivalente a 80% de toda a matriz elétrica brasileira. A China também se tornou a maior fabricante de painéis solares do mundo.Nos Estados Unidos, a fabricante de carros elétricos Tesla, do bilionário Elon Musk, ultrapassou a fronteira dos sistemas fotovoltaicos comuns para criar uma telha solar, que gera energia e substitui a telha tradicional. Musk quer atrelar ao sistema a venda de pequenas baterias capazes de armazenar energia para ser consumida quando o sol não inside — hoje, o grande gargalo da energia solar. O mercado menos regulado também é um incentivo à adoção da energia do sol. Em vários estados americanos, a exemplo da Califórnia, é possível vender o excedente produzido pelos painéis aos vizinhos — o que é impossível no mercado brasileiro, onde o livre comércio de energia só é autorizado para grandes consumidores.“Precisamos elevar o nível de conhecimento das pessoas que, apesar de interessadas, ainda acham que gerar energia solar é complicado e arriscado”, diz Ítalo Freitas, presidente da AES Tietê, braço de geração do grupo AES no Brasil, e que hoje já atende empresas como a rede Drogarias Araújo e o Hospital Albert Einstein com energia solar. A combinação entre regulamentação inteligente e custos mais baixos pode finalmente tornar viável em larga escala uma das fontes mais limpas de energia. Por ora, no Brasil, o sol é forte, mas ainda não é para todos.Fonte: Exame | Renata Vieira
Foto: Vestas

Vestas anuncia fábrica de aerogeradores na Argentina

A empresa dinamarquesa Vestas anunciou a construção de uma instalação de montagem de hub e nacelle na província de Buenos Aires, Argentina. A nova instalação está sendo estabelecida para atender ao grande potencial de crescimento do país em energia eólica, que deverá chegar a 10 GW de novas instalações até 2025.

“Nossa posição de liderança com mais de 900 MW de capacidade instalada ou capacidade em construção sublinha a necessidade de dar um grande passo em frente para apoiar melhor as ambições do governo em matéria de energia renovável”, diz o diretor de vendas da empresa no Sul da América Latina, Andrés Gismondi.

Com nove instalações de produção em todo o mundo e parceiros cuidadosamente selecionados, a pegada de fabricação global da Vestas garante a entrega de produtos de alta qualidade aos seus clientes através da fabricação de componentes básicos próximos aos principais mercados. Com a nova instalação de produção na Argentina, a Vestas visa otimizar a produção, criando cerca de 300 empregos diretos e indiretos.

O ministro da Energia, Juan José Aranguren, destaca que “o fato de que um líder global em energia renovável está interessado em expandir sua presença na Argentina demonstra claramente que estamos no caminho certo, proporcionando aos investidores a confiança e a confiança necessárias para investir em nossa transição verde”.

Na mesma linha, o ministro da Produção, Francisco Cabrera, enfatizou que “o posicionamento da Vestas na Argentina é uma boa notícia, não só para o número de empregos que serão criados graças ao seu plano de localização, mas também para a transferência de tecnologia para pequenas – e médias empresas no país”.

Fonte: Vestas

Foto: Fábio Rodrigues Pozzebom/Agência Brasil

Governo estuda mudança no formato de compra de energia no país

Com o intuito de resolver uma parcela do problema de financiamento de projetos voltados para o mercado livre no setor energético, o governo pretende alterar a forma como a compra de energia é realizada antes de acelerar o processo de abertura nesse meio. Segundo o jornal Valor Econômico, o Ministério de Minas e Energia (MME) espera implementar a separação da contratação de lastro e de energia das usinas em 2021.

A medida integra a proposta do Projeto de Lei (PL) que trata da reforma do marco legal do setor elétrico, que já está na Casa Civil e deve ser apresentada ao Congresso nas próximas semanas.

A separação do lastro e energia faz parte de uma nota técnica feita pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e usada para a elaboração da proposta do PL. No documento, a EPE sugere que cada fonte de energia internacionalize suas questões ambientais, principalmente em se tratando de emissões de gases do efeito estufa.

A proposta do MME estabelece que o limite mínimo de carga para o usuário migrar para o mercado livre passe de 3 megawatts (MW) para 2 MW, em janeiro de 2020. No ano seguinte, o limite será reduzido para 1MW. Em 2022 e 2023, a carga mínima será de 500 quilowatts (kW) e 300 kW, respectivamente. Os consumidores poderão migrar para o mercado livre em 2026, desde que sejam atendidos com uma tensão igual ou superior a 2,3 quilovolts (kV).

A compra de energia poderá ser negociada através de um outro contrato de forma bilateral, no qual o governo não poderá interferir, sem prazo definido. O objetivo da separação entre lastro e energia, antes da abertura completa do mercado livre, é garantir a possibilidade de financiamento para construção de novas usinas em um cenário em que os contratos de energia deverão ter prazos inferiores aos do financiamento da usina.

Fonte: Valor Econômico | Rodrigo Polito e Camila Maia

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BNDES reduz taxa de juros e amplia prazo de financiamentos em infraestrutura a até 34 anos

BNDES baixou o juro de 1,7% para 0,9% ao ano nos empréstimos feitos pelo banco para projetos acima de R$ 20 milhões nas áreas de segurança pública, saneamento, energia solar, inovação; e nas linhas voltadas à exportação

O BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) anunciou nesta terça (6) a redução de taxa de juros de suas principais linhas em setores específicos.

Nos empréstimos feitos pelo BNDES, é cobrada a TLP (taxa de longo prazo válida desde janeiro), mais um spread, que remunera o banco. É esta taxa que foi reduzida nas principais linhas.

Em linhas gerais, o BNDES baixou o juro de 1,7% para 0,9% ao ano nos empréstimos feitos pelo banco para projetos acima de R$ 20 milhões nas áreas de segurança pública, saneamento, energia solar, inovação; e nas linhas voltadas à exportação.

Também nos projetos de grande porte, mas voltados às áreas de mobilidade, energia eólica, geração, transmissão e distribuição de energia, a redução foi um pouco menor, de 1,7% para 1,3% ao ano.

Em alguns dos empréstimos indiretos (aqueles que são repassados por outros bancos), como os que envolvem a compra de ônibus e caminhões por pequenas e médias empresas, a queda foi de 1,87% para 1,27% ao ano.

Em algumas linhas, no entanto, houve aumento. Como nos empréstimos para equipamentos importados sem similar nacional (de 1,7% para 2,1% ao ano), e a compra de ônibus e caminhões por grandes empresas (de 1,87% para 2,1%). A alta mais expressiva foi em capital de giro para grandes empresas, de 1,27% para 2,1% ao ano.

O BNDES também alongou o prazo de financiamento em alguns casos, como projetos de ferrovias, rodovias, hidrovias e mobilidade urbana, de 20 anos para até 34 anos. Em energias alternativas, esse prazo pode chegar a 24 anos. Capital de giro se mantém em 5 anos.

Com as mudanças, disse o presidente do banco, Paulo Rabello de Castro, o spread médio do banco caiu de 1,7% para 1,3% ao ano.

Segundo ele, cerca de 85% das operações do banco contarão com taxas mais baixas ou similares às cobradas anteriormente.

TLP Nos empréstimos feitos pelo BNDES, a TLP (taxa de longo prazo) incide desde janeiro, em substituição a TJLP. Inicialmente, ela é igual à TJLP, mas em cinco anos, gradualmente, se igualará à taxa de mercado, tomando como base um dos títulos da dívida pública, a NTN-B.

Segundo o banco, a TLP ficou em de cerca de 2,7% em janeiro, mais a inflação do período do contrato.

A diretoria aprovou as mudanças nos juros hoje, que passam a valer nos próximos dias.

O objetivo é acelerar os empréstimos do banco e o desenvolvimento da economia.

O presidente disse ainda que seria desejável conseguir influenciar a redução de taxas dos bancos comerciais.

Pagamento ao Tesouro

Rabello de Castro confirmou a devolução de R$ 30 bilhões em recursos do banco ao Tesouro.

“Acredito que hoje o BNDES, o Carlos Thadeu [diretor financeiro do banco] deve enviar o cheque de R$ 30 bilhões”, disse.

Fonte: FolhaPress | Marina Lima

Foto: i-Stockr/Getty Images

Quatro gigantes lideram mercado global de turbinas eólicas

No ano passado, desenvolvedores colocaram em operação 52 gigawatts no mundo

 Quatro gigantes lideram o mercado global de energia eólica. Juntas, a espanhola Siemens Gamesa, a dinamarquesa Vestas, a chinesa Goldwind e a norte-americana GE responderam por 53% das vendas de turbinas eólicas do setor no ano passado. Os dados são do relatório Global Wind Turbine Market Shares (Participações de Mercado Globais de Turbinas Eólicas), da Bloomberg New Energy Finance (BNEF).

No ano passado, desenvolvedores colocaram em operação 52 gigawatts (GW). Considerando apenas as instalações em terra (onshore), quem lidera é a Vestas, com 7,7GW de turbinas em operação, o equivalente a uma participação de mercado global de 16%.

As estatísticas se baseiam no banco de dados global da BNEF sobre projetos eólicos de escala de serviços públicos e informações da indústria.

A Siemens Gamesa, formada em 2016 pela fusão do setor de energia eólica da gigante alemã de engenharia Siemens e da fabricante espanhola de turbinas Gamesa, ficou em segundo lugar em turbinas onshore, com 6.8 GW em operação. Sua participação de mercado aumentou em relação aos 11% que suas duas empresas antecessoras detinham em 2016, para 15% no ano passado.

A Goldwind registrou 5,4GW em operação, sendo que mais de 90% das turbinas fabricadas foram para projetos na própria China em 2017. O país é o principal mercado para o setor, instalando sozinho quase 19,5 GW no ano passado, quase o triplo dos projetos dos Estados Unidos.

Já a norte-americana GE instalou 4.9 GW, equivalentes a uma participação de mercado 10%.

Agora, em alto-mar, a Siemens Gamesa foi em disparado a maior fornecedora global, com 2,7 GW em instalações offshore. Essa vantagem marítima somada ao desempenho em terra coloca a espanhola no topo do ranking mundial de instalações de turbina eólica. Seu contrato mais recente inclui a implantação de 1 GW com o governo da Turquia. Confira a lista completa na tabela abaixo.

Fonte: Vanessa Barbosa | Época Negócios

Foto: Época

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