petroleiroanistiado

A great WordPress.com site


Deixe um comentário

PETRÓLEO – Opep desistiu de reduzir a oferta de petróleo.

A ‘Bloomberg’ publicou nesta sexta matéria em que afirma que a Opep desistiu de reduzir a oferta de petróleo para aumentar os preços. No dia 17, fracassou o encontro de Doha, Catar, entre grandes produtores, inclusive de fora da Opep, como a Rússia, que tinha esse propósito. Apesar disso, de lá para cá houve certa recuperação de preços, de 3,7% do tipo Brent e de 5,6% do tipo WTI. O próximo encontro está marcado para junho, mas parece improvável que a proposta prevaleça.
Fonte: O Estado de S. Paulo – coluna Celso Ming


Deixe um comentário

PETROBRAS – ANP flexibiliza regra de conteúdo local na exploração de petróleo

ANP flexibiliza regra de conteúdo local na exploração de petróleo

Para estimular investimentos, agência será mais maleável na análise das queixas em relação à dificuldade de se encontrar fornecedores
Na tentativa de incentivar o investimento, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou nesta quarta-feira, 4, uma mudança nas regras de conteúdo local. O governo já havia sinalizado a intenção de flexibilizar a política de compra mínima de produtos e serviços no Brasil em seus próximos leilões de áreas exploratórias de petróleo e gás. Além disso, decidiu adotar uma postura mais maleável na análise de contratos firmados desde 2005.
O benefício vai atingir projetos do pré-sal operados pela Petrobrás, como a área de Libra, na Bacia de Santos, hoje a maior aposta da empresa, e a cessão onerosa – acordo firmado diretamente entre União e a estatal para permitir a exploração de 5 bilhões de barris. Na região de pós-sal, vai beneficiar também petroleiras estrangeiras e nacionais de menor porte que, ao participarem dos leilões da ANP para adquirir concessões, se comprometeram em comprar volumes mínimos da indústria nacional.
Desde a 7.ª Rodada de Licitações, realizada em 2005, as petroleiras são obrigadas a informar à ANP os porcentuais mínimos de conteúdo local que pretendem atingir ao contratar cerca de 70 itens específicos utilizados em cada projeto. É preciso informar ainda à agência reguladora o peso de cada um desses itens no custo total da empreendimento.
O entendimento da ANP para mudar a regra é que o porcentual do conteúdo local exigido pelo governo pode até ser atendido, mas, em alguns casos, as petroleiras estão enfrentando dificuldades para conseguir atingir o volume estimado na assinatura do contrato de concessão para cada produto e serviço envolvido no projeto. Têm sido frequentes as reclamações das petroleiras de que o cenário da economia nacional vem interferindo no cumprimento dessas metas exigidas pelo governo.
Oscilações. Com a flexibilização das regras, a ANP contempla as necessidades das empresas e passa a considerar, por exemplo, o impacto da oscilação de preços dos produtos e serviços no intervalo de tempo entre a assinatura das concessões e a realização dos investimentos. Em média, as companhias levam mais de cinco anos para explorar e desenvolver cada área.
“Para todos os efeitos, a ANP pode aceitar pedidos de perdão (waiver) com base nessa regulamentação. É uma fórmula de flexibilização benéfica”, explica Bruno Belchior, sócio do Tauil & Chequer Advogados. “A ideia é corrigir essa questão que não estava bem regulamentada”, completa. De acordo com a ANP, a medida foi ampliada por ser “considerada benéfica aos regulados”. “A minuta foi objeto de uma audiência pública na qual indústria, fornecedores e interessados em geral puderam dar contribuições”, completa a nota da agência.
O mesmo artifício foi usado no último leilão de áreas da agência, a 13.ª rodada de licitações, realizada em outubro do ano passado. Com isso, o governo esperava atrair os investidores, mas, mesmo assim, a concorrência foi considerada um fracasso, com apenas 14% de áreas arrematadas. Agora, a agência regulamentou o modelo de cálculo e estendeu a medida para contratos assinados desde a 7.ª Rodada – a maior já realizada no País e também a que gerou o maior número de multas por descumprimento das regras, cerca de 100 punições no total, entre 122 fiscalizações realizadas. É dessa rodada a maior punição já aplicada, de R$ 275 milhões contra a companhia britânica BG.
O aumento e o valor das multas reforçou a pressão das empresas por mudanças nas regras. As petroleiras alegam que não encontram, no País, fornecedores com produtos de qualidade com preço e prazo competitivos, o que encarece os projetos em execução e diminui a atratividade para novos investimentos.
Fonte: O Estado de S. Paulo


Deixe um comentário

PETROBRAS – Decide manter ativo de gás na Argentina

Petrobras decide manter ativo de gás na Argentina

Interessada na exploração de gás não convencional, a Petrobras decidiu não se desfazer totalmente dos ativos na Argentina. Ficou com 33,6% da concessão de Rio Neuquén. Em 2014, quando começava a enfrentar o escândalo de corrupção que deflagrou a Lava Jato, a Petrobras anunciou, na Argentina, a intenção de investir em Neuquén mais de US$ 600 milhões na perfuração de poços para encontrar o chamado “tight gas”, encontrado em formações pouco permeáveis.
Em Buenos Aires, pessoas do setor comentam que a brasileira tomou atitude semelhante à de uma pessoa que se desfaz de seu patrimônio, mas não abre mão de ficar com o que mais gosta. A concessão de Rio Neuquén, que leva o nome da cidade economicamente mais importante da Patagônia argentina, é considerada “uma joia”.
O banco J.P. Morgan, por sua vez, acredita que a Petrobras excluiu o Rio Neuquen da venda anunciada para, posteriormente, vender separadamente o ativo no futuro.
A Pampa Energia, a compradora dos ativos da Petrobras, informou que só vai se pronunciar depois que o acordo for assinado. A empresa faz parte de um importante conglomerado da área de geração e distribuição de energia que pertence ao empresário Marcelo Mindlin. Inicialmente, a estatal YPF parecia ser a mais interessada na compra e chegou a fazer uma oferta de US$ 900 milhões, mas as negociações não evoluíram.
No Brasil, a venda dos ativos da Petrobras na Argentina e no Chile, por US$ 1,382 bilhão, foi bem recebida pelo mercado. Ontem, as ações preferenciais da companhia fecharam o dia com alta de 1,43% (R$ 9,92), enquanto os papéis ordinários subiram 1,09% (R$ 12,96).
Analistas ouvidos pelo Valor, no entanto, destacaram que falta muito para que a empresa atinja a meta de venda de ativos para o ano, de US$ 14,4 bilhões. E que, embora as transações deem fôlego para o caixa da petroleira, as operações não resolvem o problema do endividamento da empresa. Segundo o J.P. Morgan, a venda dos ativos na Argentina e Chile devem contribuir para reduzir em 0,1 vez a alavancagem medida pela relação da dívida líquida/Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização).
“Em nossa opinião, o plano de venda de ativos diminuiria as necessidades de caixa de curto prazo e reduziria a probabilidade de a companhia ter de executar o termo de compromisso recentemente assinado com um banco chinês [ China Development Bank, para financiamento de US$ 10 bilhões]”, citou o banco, em relatório, assinado pelo analista Felipe dos Santos.
Já o Credit Suisse destacou que a venda dos ativos na América do Sul minimiza os riscos de uma potencial capitalização da companhia. Mas ressalvou que as necessidades de financiamento ainda são consideráveis. “Achamos que, no momento, os fluxos de caixa são benvindos para minimizar os riscos de um potencial aumento de capital”, afirmam os analistas Andre Natal e Regis Cardoso. “Existem contingências não provisionadas de mais de US$ 40 bilhões, ainda não incluindo os potenciais resultados da ação de classe nos EUA.”
O diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires, por sua vez, afirmou a Petrobras fez um “bom negócio”, mas lembrou que o montante que será arrecadado representa menos de 10% da meta de venda de ativos para o ano. Pires destacou que as especulações em torno de uma mudança do comando da companhia pode travar o processo. Segundo ele, a atual gestão não deve, neste momento, iniciar nenhuma grande operação de venda de ativos, para não ser acusada posteriormente de gestão temerária.
Fonte: Valor Econômico


Deixe um comentário

PETROBRAS – Ministros do STJ voltam a julgar restrição imposta pelo Cade.

Ministros do STJ voltam a julgar restrição imposta pelo Cade

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) obteve mais um voto favorável no julgamento pelo Superior Tribunal de Justiça (STJ) do processo que discute a imposição de uma medida preventiva na análise do consórcio Gemini formado pela White Martins, Petrobras e GásLocal para a comercialização de gás natural em estado liquefeito (GNL). Por ora, há dois votos para o órgão, de um total de 15 que deverão ser proferidos pelos ministros da Corte Especial.
O consórcio Gemini foi aprovado pelo Cade em abril de 2006, com a condição de que fosse dada publicidade aos contratos preços, prazos e condições para que o negócio pudesse ser monitorado por concorrentes.
A restrição foi imposta porque a Petrobras exerce monopólio no fornecimento de gás natural. Portanto, os concorrentes do consórcio também têm que adquirir o gás da estatal. O consórcio recorreu desta restrição na Justiça e, em 2007, as condições de transparência foram derrubadas pelo Tribunal Regional Federal (TRF) da 1ª Região.
Após receber reclamações de empresas do setor, o Cade resolveu em 2013 voltar a analisar a questão, por meio de um novo processo administrativo. Em uma das reclamações, a Comgás alega que a Petrobras estaria concedendo subsídios cruzados ao consórcio Gemini por meio do fornecimento de gás natural em condições diferenciadas.
O Cade determinou então uma medida preventiva para ser adotada durante a tramitação do processo administrativo a mesma imposta para a aprovação do consórcio. Foi determinada pela superintendênciageral do órgão antitruste por entender que o consórcio Gemini estaria prejudicando outras empresas do setor de gás, o que teria levado a aumentos nos preços pagos pelos consumidores no Estado de São Paulo.
A White Martins questionou a medida na Justiça e ela foi suspensa pelo TRF. Para tentar reformar a decisão, o Cade, o Ministério Público Federal e o Estado de São Paulo recorreram ao STJ. Em dezembro, o presidente do tribunal, ministro Francisco Falcão, suspendeu as decisões judiciais que barraram a medida preventiva imposta pelo Conselho.
O ministro, que é o relator do processo, repetiu seu entendimento da decisão monocrática quando o caso começou a ser julgado, no fim de abril. Na ocasião, o ministro Felix Fischer pediu vista. Ontem, o magistrado apresentou seu voto, acompanhando o relator.
O ministro Felix Fischer afirmou que, no caso, há lesão à ordem e economia públicas na medida que a não suspensão da decisão de primeira instância possibilitaria práticas discriminatórias no mercado de gás, gerando prejuízo ao serviço público de distribuição de gás. Na sequência, o ministro João Otávio de Noronha pediu vista, suspendendo novamente o julgamento.
Fonte: Valor Econômico


Deixe um comentário

GÁS NATURAL – Ficará mais barato já neste mes.

Efeito da queda do preço do barril de petróleo chega ao gás natural

A intensificação da trajetória de queda dos preços do barril do petróleo no início deste ano começou a chegar aos consumidores de gás natural no Brasil. A partir deste mês, clientes passarão a pagar menos pelo combustível em alguns dos principais mercados do país, como Rio, Bahia e Minas Gerais o que promete aumentar a competitividade do gás frente aos seus principais concorrentes. A partir de junho, são aguardadas também quedas nas tarifas da Comgás, em São Paulo, onde se concentra a maior parte do consumo nacional.
Os reajustes refletem a queda dos custos de aquisição do gás nacional pelas distribuidoras. Segundo a consultoria Gas Energy, os preços praticados pela Petrobras no citygate (ponto de entrega onde a estatal repassa o gás para a rede de distribuição das concessionárias) caíram 7% em maio, em função do impacto da queda do preço do barril sobre a parcela variável que corresponde ao preço da commodity, em si, e que é reajustada trimestralmente pela variação de uma cesta de óleos internacionais e do câmbio.
Dados da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia (Abrace) mostram que o reajuste trimestral da Petrobras, em maio, foi o terceiro consecutivo a jogar para baixo os preços do gás no citygate, mas que foi a partir de fevereiro que as quedas se tornaram mais expressivas. Na ocasião, segundo a Comerc Energia, a estatal já havia repassado uma queda de 11% para as concessionárias.
Diretor da Comerc, Pedro Franklin, lembra que no ano passado a depreciação do Brent já era uma realidade, mas destacou que os efeitos do cenário de baixa nos preços do barril tem chegado de forma “mais aparente” para o consumidor ao longo dos últimos meses, porque o câmbio se tornou mais favorável.
“Os preços [no citygate] já vinham refletindo a queda do barril desde o ano passado, mas essa redução não foi tão aparente [para o consumidor final] em função do câmbio. Houve trimestres [em 2015] em que o dólar subiu mais, proporcionalmente, que a queda do preço do barril”, disse.
De acordo com a Abrace, a queda dos custos de aquisição do gás tem sido repassada pelas distribuidoras. Estados como o Rio, Bahia e Alagoas, por exemplo, acumulam reajustes negativos da ordem de 10% nas tarifas.
Segundo Franklin, essa retração das tarifas do gás deve aumentar ainda mais a relação de competitividade do combustível frente aos seus substitutos na indústria, como o óleo combustível e o gás liquefeito do petróleo (GLP). “Essa relação de competitividade aumentou sim, principalmente porque a Petrobras, depois de muitos anos, descongelou os preços do GLP e também aumentou os preços do óleo combustível”, afirmou.
O executivo, no entanto, acredita que o gás está chegando ao limite de sua queda, na medida em que os preços do barril do petróleo começaram a se recuperar. A Gas Energy, por sua vez, avalia que uma nova redução das tarifas das distribuidoras de gás canalizado deve ser registrada no trimestre que se iniciará em agosto.
Em São Paulo, a expectativa do mercado é que haja um forte declínio nas tarifas da Comgás a partir do final deste mês, para quando está marcada a data do reajuste anual da companhia. A Abrace destaca que os efeitos da queda do barril do petróleo sobre as tarifas praticadas pela Comgás estão represados há um ano. E calcula que o reajuste anual da empresa pode significar uma queda da ordem de 20% para os consumidores.
Gerente de Energia da Abrace, Camila Schoti, lembra que a associação já enxergava espaço para uma redução extraordinária nas tarifas, de 6%, em dezembro, antes da acentuação do declínio dos
6
preços do petróleo. Ela defende que as indústrias já poderiam estar se beneficiando dessa queda. “Mas a maior preocupação hoje é com os Estados que não estão repassando a queda dos preços no citygate, o que é uma previsão contratual”, comenta Camila.
Ela cita Rio Grande do Sul e Paraná como exemplos de Estados onde as tarifas aumentaram em 2016, num momento em que os custos de aquisição do gás caem e a economia se encontra em recessão. Esses dois mercados são supridos por gás da Bolívia, mas, segundo Camila, os preços do gás importado também estão em queda.
Fonte: Valor Econômico


Deixe um comentário

GASODUTO – Rússia ainda planeja gasoduto até o sul da Europa.

Rússia ainda planeja gasoduto até o sul da Europa

A Rússia mantém planos de construir um gasoduto para entregar gás natural ao sul da Europa através do Mar Negro, e a gigante Gazprom está pronta para cooperar com suas equivalentes, disse à Sputnik o ministro de Relações Exteriores da Rússia, Sergei Lavrov.
O gasoduto South Stream foi suspenso pela Bulgária a pedido da Comissão Europeia em junho de 2014. Na ocasião, a CE considerava que o gasoduto não cumpria com os acordos do Terceiro Pacote Energético, que proíbe empresas de serem donas do gás e, ao mesmo tempo, operarem um gasoduto. O presidente russo, Vladimir Putin, então cancelou o projeto oficialmente em dezembro de 2014.
“A rota sul não está descartada. Em algum momento de fevereiro, acho que a Gazprom assinou um memorando de entendimento mútuo com a Edison, da Itália, e a DEPA, da Grécia, para possíveis entregas de gás por meio de outros países e sob o Mar Negro à Grécia e, em seguida, à Itália”, disse Lavrov.
O acordo de 24 de fevereiro revive o projeto Interconector Turquia-Grécia-Itália (ITGI), antigamente planejado como parte do Corredor de Gás do Sul.
Fonte: Sputnik Brasil


Deixe um comentário

GASODUTO – EUA: gasoduto russo Nord Stream 2 será negativo para Leste Europeu.

Os EUA estão preocupados com o projeto do gasoduto russo Nord Stream 2 e acham que a sua construção impactará de modo negativo o Leste Europeu, declarou nesta quarta-feira o secretário de Estado dos EUA, John Kerry, durante reunião com a chefe de política externa da União Europeia, Federica Mogherini.
A reunião de Kerry e Mogherinu foi realizada no âmbito do conselho energético EUA-UE, um fórum bilateral destinado a avaliar as prioridades no setor da energia, em Washington.
“Discutiremos um tema concreto, que suscita profundas preocupações minhas e de todos os presentes — o gasoduto Nord Stream 2. O projeto gerou fortes debates dos dois lados do Atlântico, e temos certeza de que ele, sem dúvida, exercerá uma influência negativa sobre a Ucrânia, Eslováquia e Leste Europeu. Não podemos deixar isso de fora”, declarou Kerry.
O ministro das Relações Exteriores da Rússia, Sergei Lavrov, declarou esta semana ao Sputnik que o gasoduto Nord Stream 2 é puramente comercial. As tentativas de impedir a sua realização, segundo o ministro, são de caráter político. Por isso, os EUA, através de seus aliados na OTAN, tentam dificultar esse projeto.
O projeto Nord Stream 2 contempla a construção de duas linhas de gasodutos com capacidade todas de 55 bilhões de metros cúbicos de gás por ano, que partiriam do litoral russo, através do Mar Báltico, até a Alemanha. A estatal russa Gazprom será dona de 50% do projeto, enquanto as empresas BASF, E.ON, Engie, OMV e Shell ficariam com 10% cada.
Fonte: Sputnik Brasil


Deixe um comentário

PETRÓLEO – Prejuízo das companhias de petróleo.

Mesmo sem as baixas contábeis de dezenas de bilhões observadas no ano passado, a queda dos preços do petróleo, a estrutura ainda robusta demais dos custos para a atual operação mais enxuta e os encargos de dívida em alta levaram as maiores petrolíferas do Ocidente, sem contar a Petrobras BP, Chevron, Exxon Mobil, Pemex, Royal Dutch Shell e Total, a registrarem prejuízo líquido conjunto de US$ 972 milhões no primeiro trimestre, conforme levantamento feito pelo Valor. No mesmo período do ano passado, houve lucro de US$ 10,57 bilhões, e no quarto trimestre, as perdas totalizaram US$ 11,61 bilhões.
Foram consideradas apenas as empresas que já publicaram seu balanço. As gigantes orientais como Saudi Aramco, a maior do mundo, e as russas Rosneft e Gazprom, por exemplo não têm capital aberto, em sua maioria, e demoram mais para divulgar os números. A Petrobras apresenta o resultado no dia 12.
O preço médio do segundo contrato do barril do Brent, referência mundial e negociado na ICE Futures de Londres, ficou em US$ 35,82 entre janeiro e março, queda de 36,1% na comparação anual. A receita líquida das empresas, porém, caiu em ritmo menor, de 28,7% para US$ 201,61 bilhões. Frente aos três últimos meses de 2015, a baixa foi de 18,1%. Parte do alívio se deu por conta do aumento na produção de petróleo. O avanço, considerando apenas líquidos dos hidrocarbonetos, foi de 5,8% e 3,3%, respectivamente, para 11,1 milhões de barris por dia.
Em bases anuais, o grande problema foi que os gastos não foram cortados em patamar semelhante à queda do faturamento. A soma de custos e despesas que também incluem encargos de baixas contábeis no ativo intangível foi de US$ 199,2 bilhões, redução de 22,8%. Na relação com o quarto trimestre, o nível diminuiu em 24,6%. A deterioração da margem operacional foi significativa, de 9% para 1% após 12 meses. Entre outubro e dezembro do ano passado, as petrolíferas apresentaram prejuízo operacional conjunto de US$ 18,14 bilhões.
17
No primeiro trimestre, praticamente não houve baixa contábil. Após reavaliar a rentabilidade futura de seus ativos e contabilizar “impairments” de US$ 21,54 bilhões só nos últimos três meses do ano, de janeiro a março essas cinco companhias deram baixa de apenas US$ 743 milhões. O valor mais significativo foi o da anglo-holandesa Shell: US$ 620 milhões líquidos. A americana Exxon Mobil seguiu sem realizar esses ajustes, como fez durante 2015.
Também pesou sobre o resultado do período a alta no endividamento. A dívida líquida das petrolíferas foi a US$ 290,61 bilhões no fim de março, 41,5% a mais do que no mesmo mês do ano passado e alta de 28,7% sobre dezembro. Além de ensejar despesas financeiras maiores para as empresas, esse passivo também atrapalha os planos do setor de manter caixa em um momento de depressão de sua principal commodity. A Chevron, dos Estados Unidos, por exemplo, viu o caixa diminuir em 32% na comparação anual e ostentou o maior crescimento da dívida.
O avanço mais expressivo da dívida se deu com a Shell. A companhia viu suas obrigações financeiras subirem de US$ 23,9 bilhões em março de 2015 para US$ 69,85 bilhões no mesmo mês deste ano. A explicação é a aquisição de US$ 59 bilhões do BG Group, que além de causar aumento de 39% no endividamento bruto ante dezembro, também reduziu o caixa e equivalentes em 65%.
Para a francesa Total, por outro lado, os resultados do trimestre foram “encorajadores” para a petrolífera buscar uma nova estrutura que permita alcançar o mais próximo possível de sua potencial geração de caixa. A empresa viu o lucro líquido cair 39,7% em comparação anual, para US$ 1,61 bilhão.
Para lidar com o momento pior, os investimentos continuaram a encolher. No primeiro trimestre deste ano, os gastos de capital chegaram a US$ 28,93 bilhões. Desse número, foi desconsiderada a aquisição da BG pela Shell. Em relação ao mesmo período de 2015, a queda foi de 24,2%, e frente aos três meses imediatamente anteriores, houve diminuição de 16,5%. Dentre os anúncios, a mexicana Pemex já disse que pretende investir apenas US$ 18,4 bilhões no ano, 5% a menos do que em 2015. Já a Shell reduziu sua meta em US$ 3 bilhões, para US$ 30 bilhões.
Exploração e produção, área diretamente afetada pelos preços do petróleo, continuou a ser a principal pedra no sapato das empresas. O prejuízo desse segmento chegou a US$ 6 bilhões, bem menor do que os US$ 32,23 bilhões do quarto trimestre do ano passado, mas uma piora grande ante o lucro de US$ 4,32 bilhões de janeiro a março de 2015. No refino, as petrolíferas registraram lucro de US$ 5,52 bilhões, 21,5% a mais trimestre sobre trimestre, mas queda de 16,4% em comparação anual.
Fonte: Valor Econômico


Deixe um comentário

FONTES INTERMITENTES PARA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA.

Por Pietro Erber*
Na presente década, o aproveitamento de fontes renováveis, particularmente a eólica e a solar, tem sido a maior contribuição para a expansão mundial da capacidade geradora de energia elétrica. Esse dinamismo decorre da necessidade de reduzir emissões de gases de efeito estufa (GEE) e da redução dos custos de investimento, graças ao desenvolvimento tecnológico, ganhos de escala, incentivos de natureza fiscal, financeira e tarifária que beneficiam tais aproveitamentos.
Cenários futuros do setor elétrico em que se destacam fortes reduções das emissões de GEE baseiam-se no aproveitamento de fontes renováveis e no aumento da eficiência energética. No Brasil, a biomassa também poderá contribuir significativamente, posto que a cana-de-açúcar constitui a segunda maior fonte de energia primária do país.
Para propiciar a necessária utilização das energias renováveis, com menor custo do suprimento de eletricidade, é necessário considerar suas características naturais. Tanto a energia eólica quanto a solar são intermitentes. A disponibilidade de biomassa geralmente tem variação sazonal, assim como a maioria dos potenciais hidrelétricos. Portanto, a continuidade da oferta de energia elétrica exige que parte daquela, obtida a partir dessas fontes, seja armazenada, para ser utilizada quando não estiverem disponíveis. Alternativamente, a complementação por outras fontes é necessária.
A energia eólica e a solar fotovoltaica deverão contribuir de forma expressiva para a expansão da oferta de energia elétrica em bases renováveis. Portanto, é necessário avaliar seus custos sistêmicos, e não apenas aqueles da energia gerada em cada empreendimento, tomado isoladamente. A contribuição de fontes intermitentes envolve, além de seus custos diretos, aqueles devidos à maior exigência de reserva girante e de geração complementar, para quando faltar vento ou insolação. Num país de base hidrotérmica a complementação pode acarretar deplecionamento de reservatórios e consumo de combustíveis. Os custos da geração hidrelétrica ou da termelétrica variam conforme a situação hidrológica e a natureza das termelétricas utilizadas.
Para que a intermitência de fontes renováveis não induza consumo de combustíveis fósseis, entende-se que a melhor forma de atenuá-la seja o emprego de sistemas de acumulação. Os recentes desenvolvimentos de baterias, além de alternativas como hidrelétricas com reservatórios de acumulação por bombeamento, permitem aumentar a atratividade econômica do aproveitamento dessas fontes. Identificar as melhores combinações destes sistemas com as diversas fontes será um novo elemento do planejamento do setor elétrico.
As empresas de distribuição podem ter sua viabilidade econômica prejudicada pela geração fotovoltaica conectada às redes de baixa e média tensão, pois a legislação atual favorece os consumidores que a possuam, através do “net metering”. Este acarreta redução no pagamento pelo uso da rede e obriga a compra da geração excedente pelas distribuidoras, ao preço de venda destas aos mesmos consumidores. Como na baixa tensão a tarifa é monômia, engloba os custos da energia comprada pela distribuidora e aqueles do investimento, operação e manutenção da sua rede.
Pela cobrança apenas da energia fornecida, o consumidor que gera parte da energia que consome deixa de remunerar parte dos custos da distribuidora, que precisa atender a demanda do consumidor quando não há insolação. Para ressarci-la, o regulador terá de aumentar a tarifa cobrada dos demais consumidores. Além de possível redução de sua remuneração, enfrentará aumento da incerteza e portanto do risco na contratação de energia. Portanto, para não prejudicar a expansão da oferta de energia fotovoltaica, essas empresas terão de atualizar seu modelo de negócios, com o devido apoio e orientação do Regulador e do Poder Concedente.
13
Quando o consumidor investe em geração solar ou eólica substitui parte de sua despesa com compra de energia por aquela da aquisição e manutenção dessa geração. O tempo de recuperação desse investimento, proporcionada pela redução da conta de energia, é fator decisório para muitos consumidores. Mediante ajustes regulatórios e do escopo dos atuais termos de concessão, as distribuidoras poderiam se tornar provedoras de geração fotovoltaica, arcando com sua instalação e cuidando de sua manutenção junto a seus consumidores.
Embora a Lei 10.484 de 2004 vede às distribuidoras a atividade de geração, poderá ser vantajoso compatibilizar os interesses em jogo, com vantagens para o país. Além de acesso a ganhos de escala no investimento e manutenção, a distribuidora manteria seu sistema de medição atual, pois estaria suprindo a totalidade da energia demandada pelo consumidor. Complementarmente, a própria distribuidora se encarregaria de prover os sistemas de acumulação, como baterias. Dependendo da escala, poderia contratar serviços ou mesmo investir em sistemas de maior porte, como usinas hidráulicas reversíveis.
Além de instalações conectadas às redes de baixa e média tensão, usinas fotovoltaicas de até centenas de MW estão contratadas ou mesmo em construção, em diversos países, a custos da ordem de US$ 50/MWh ou R$ 180/MWh. Se estes forem apenas o do chamado custo nivelado (LCOE), calculado ao longo da vida útil dessas instalações, deixando de considerar os custos incorridos pelo sistema como um todo para compensar sua intermitência, estes custos deveriam ser-lhes adicionados. Seriam os de sistemas de acumulação, que compensassem a intermitência, embora também se considere cobrir reduções de geração solar ou eólica mediante geração térmica, com turbinas a gás ou grupos diesel. Nesse caso, além de limitações no suprimento e utilização desses combustíveis, a redução de emissões de GEE ficaria prejudicada.
Há urgência em reduzir emissões de GEE e, por outro lado, os custos da inserção das novas fontes renováveis no sistema interligado poderão aumentar os custos totais diretos de suprimento ao mercado, nos próximos anos. Mas espera-se que tais aumentos sejam compensados pela redução das externalidades negativas que se afiguram crescentes com o possível aumento do uso de combustíveis fósseis na geração de energia
* Pietro Erber é diretor do INEE.
Fonte: Valor Econômico


Deixe um comentário

ENERGIA SOLAR – Setor deverá se tornar um dos maiores do mundo até 2024.

Impulsionado pela geração distribuída, mercado começa a crescer de forma significativa, mas ainda precisa enfrentar desafios como financiamento e pouca oferta de equipamentos nacionais
O setor fotovoltaico brasileiro deixará de ser modesto para se tornar um dos maiores do mundo nos próximos anos, crescendo dos atuais 22 MW para 11.500 MW em 2024. Contrariando as expectativas iniciais, os grandes projetos de geração não serão necessariamente os protagonistas. Pelo menos por enquanto.
É possível dividir o mercado de energia solar em dois: o das pequenas usinas distribuídas (com até 5 MW de capacidade cada) e o das grandes centrais, contratadas normalmente em leilões.
Da capacidade total solar prevista para 2024, 7.000 MW serão de usinas de grande porte e outros 4.500 MW serão de sistemas instalados pelos consumidores. As projeções são, respectivamente, da EPE e da Aneel.
Apesar da estimativa de maior crescimento da energia centralizada, a modalidade ainda desperta dúvidas. O mercado ficou otimista com a contratação de 2.650 MW de usinas fotovoltaicas em leilões. No entanto, a crise econômica levou parte das empresas a pedir o adiamento de projetos. Além disso, os fabricantes estão demorando a produzir equipamentos nacionais, necessários para abrir acesso às condições especiais de financiamento do BNDES.
Enquanto isso, a geração distribuída se beneficiou do aumento de mais de 60% nas tarifas de energia, que tornam o investimento em sistemas fotovoltaicos mais vantajoso. Também recebeu importantes incentivos, como isenções de ICMS e um marco regulatório mais moderno, em vigor desde março, que incentiva empreendedores a expandir sua atuação e a investir em qualificação de mão-de-obra.
Geração distribuída deslancha
O setor mal comemorou o milésimo sistema conectado à rede, ligado em 2015, e já quase triplicou o número: são 2.760 até março, segundo a Aneel. Deste total, 2.545 sistemas usam placas solares para gerar energia (18,57 MW).
A expectativa para o fim do ano é que sejam 14.312 sistemas, com 53 MW. Em 2024 serão 1,2 milhão de sistemas e 4.500 MW instalados da modalidade.
“Em breve não contaremos mais em unidades, mas em GW”, sugere o CEO da BlueSol e um dos mais antigos investidores no mercado de geração distribuída, Nelson Colaferro.
A alta das tarifas das distribuidoras (37%, em média, de 2014 para 2015) e a queda no valor dos painéis fotovoltaicos (de aproximadamente 80% desde 2010) tornam a opção de gerar a própria energia economicamente viável, neutralizando até mesmo a recente alta do dólar. Atualmente, o investimento em um sistema de microgeração, que pode variar de R$ 10 mil a R$ 150 mil, a depender do tamanho do sistema, pode ser recuperado a partir do quarto ano de operação − sobretudo em estados onde não há cobrança de ICMS sobre a energia produzida.
Regras mais abrangentes
No entanto, possibilidades abertas pela nova regulação da microgeração – dada pela resolução 687 (2015) da Aneel, alterando o texto da 482 (2012) −, que entrou em vigor em março, como o aluguel de sistemas, tornam possível ao consumidor economizar desde o primeiro mês de operação do sistema fotovoltaico, sem necessidade de investimentos iniciais.
20
A nova regulação da microgeração modernizou o sistema de compensação de energia, viabilizando novos modelos de negócios: geração remota, geração compartilhada, aluguel de sistemas e geração em condomínios. Pela regulação, a energia que é gerada em sistemas de micro e minigeração, mas não é consumida imediatamente, é injetada na rede para ser “reutilizada” posteriormente.
Entre as modalidades criadas na nova resolução, a que mais deve crescer neste ano é a que possibilita instalar sistemas em um local e consumir em outro – desde que na mesma área de concessão.
“É provável que a geração remota cresça de forma mais rápida, já que esse formato independe da reunião de várias pessoas, como acontece no caso de condomínios e geração compartilhada, em que um grupo precisa se organizar juridicamente para iniciar a geração”, analisa Marcus Rissel, presidente da Prátil, empresa de serviços do grupo Enel.
As outras modalidades criadas com a resolução 687 possibilitam, principalmente, ganhos de escala: é menor o investimento por kW instalado quanto maior for o sistema. Neste caso sairiam ganhando os consumidores que aderissem à geração compartilhada ou em condomínios.
A estimativa é que os novos modelos de compensação de energia tornem o mercado cinco vezes maior em relação àquele alcançado pela resolução 482.
Regulação avança
No ano passado, a microgeração ganhou importantes sinais regulatórios. Além de introduzir novos modelos de negócios, a nova resolução estabeleceu um ritmo mais célere para a burocracia que antecede a ligação dos sistemas: diminui o prazo entre o pedido de ligação e a conexão do sistema à rede de 82 dias para 32 dias, no caso da microgeração, e 49 dias, no da minigeração.
Apesar disso, ainda há uma dúvida sobre se as distribuidoras conseguirão cumprir os novos prazos, já que não são raros os relatos de demora por parte das concessionárias em realizar as etapas que antecedem a ligação.
Em evento realizado em março no Rio de Janeiro, o diretor da Aneel e relator do processo que culminou na nova regulação, Tiago Barros, contou que seu próprio sistema demorou seis meses para ser conectado.
Outra importante conquista do setor no ano passado foi a retirada da cobrança de ICMS da energia gerada pelos sistemas de microgeração. Atualmente 16 estados concedem o incentivo: Goiás, Pernambuco, São Paulo, Rio Grande do Norte, Ceará, Tocantins, Bahia, Maranhão, Mato Grosso, Acre, Alagoas, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Amazonas e Distrito Federal.
A estimativa da Absolar é que o impacto da desoneração no custo de produzir a própria energia é de cerca de 30%.
Fonte: Revista Brasil Energia