Voltalia obtém autorização para testar turbina eólica no RN
6 de novembro de 2020
Amapá entra no 4º dia de apagão com 89% da população atingida
6 de novembro de 2020
Mostrar tudo

Novas fronteiras eólicas

Híbridas e offshore, pressão da solar entre as novas renováveis, e das hídricas por causa da queda dos subsídios, PLD horário e novos modelos de negócios

A fonte eólica continua sua rota de consolidação nos próximos anos, com perspectiva imediata de chegar a 19 GW em 2021 e de continuar a usufruir no médio prazo de um acumulado de projetos para o mercado livre – o grande motor dos novos investimentos – de mais de 5 GW, segundo levantamento da consultoria Wood Mackenzie para o período de 2020-2024.

E isso ocorre em um cenário firme que combina cadeia de suprimento consolidada e apta a atender novas demandas, com os aerogeradores agora acima de 4 MW de potência, além de modelagens comerciais sofisticadas para os projetos e um horizonte se abrindo para oportunidades de curto e médio prazo.

No curto, o destaque são as usinas híbridas, cujo marco regulatório é previsto para o próximo ano, e no médio prazo a geração offshore, que neste momento conta com oito projetos em licenciamento ambiental no Ibama que podem sair do papel daqui a alguns anos, a depender porém de ajustes de mercado, principalmente uma regulação própria, cuja ausência é considerada um obstáculo para o desenvolvimento da atividade.

Essa alta competitividade ajudará o setor a fazer frente às pressões que deve sofrer nos próximos anos. Perder os descontos pelo uso do fio – de 50% na TUST e na TUSD propostos pela MP 998 – aumentará a competição com a fonte convencional hídrica, dado que a previsão é de que o fim dos subsídios acrescente em média mais R$ 30/MWh no preço final da fonte.

Outra pressão é a concorrência de projetos de energia solar. Com o preço de energia se equiparando a cada dia com o da eólica, seu capex menor, operação e manutenção menos complexas, a fonte solar tende a ser opção cada vez mais importante para os investidores em renováveis. Não à toa, os primeiros contratos de usinas solares no mercado livre começam a ser assinados.

Híbridas

A perspectiva para a solar, por outro lado, tem papel importante na abertura de uma nova fronteira para os empreendedores eólicos: as usinas híbridas. Com o lançamento de consulta pública da Aneel dia 21 de outubro, para colher contribuições sobre a análise de impacto regulatório elaborada pela agência, base para criar o marco regulatório, os empreendedores já começam a se planejar para complementar a geração de seus parques eólicos com usinas solares.

A AES Tietê, por exemplo, já considera a futura base regulatória do país para planejar a construção de solares em seus clusters eólicos. A geradora, segundo disse à Brasil Energia o diretor de desenvolvimento de novos negócios, Bernardo Sacic, pretende implantar boa parte de seu pipeline de 2 GW de projetos solares para os próximos anos em seus complexos eólicos em implantação ou já em operação.

No cluster eólico de Tucano, na Bahia, previsto para entrar em operação no segundo semestre de 2022 com potência instalada de 580 MW, a previsão é acrescentar 1,2 GW de solar. No complexo de Cajuína, no Rio Grande do Norte, que terá 1,1 GW de eólica, previsto para 2023, a solar entraria com mais 700 MW. O primeiro que deve ser “hibridizado”, porém, é o Alto Sertão II, na Bahia, em operação e com 386 MW, que servirá provavelmente como a primeira experiência para aproveitar os benefícios da geração híbrida.

Para o andamento no plano de usinas híbridas, porém, será preciso a regulamentação ser definida, o que a Aneel e o mercado esperam ocorrer em 2021, já que o prazo final da primeira fase da consulta pública termina no dia 4 de dezembro e, após concluída e caso sejam feitas alterações, será aberta uma segunda fase para discutir a minuta da resolução.

Além da normatização de outorgas para usinas associadas (que compartilham apenas a infraestrutura de conexão)  e híbridas (que também compartilham sistemas na geração, por exemplo mesmos conversores para eólicas e solares), a resolução definirá descontos na tarifa de fio (TUSD e TUST) e o compartilhamento entre as usinas de mesmo contrato de uso do fio (CUST e CUSD), o que é considerado fundamental para viabilizar os projetos.

Offshore

Assim como as híbridas, a outra fronteira promissora para alavancar mais o setor, no médio e longo prazo, a geração eólica offshore, também caminha para ter um marco regulatório e assim firmar base para seu desenvolvimento. Um projeto de lei com a proposta de regulação para geração eólica offshore deve ser apresentado ainda neste ano, segundo confirmou recentemente o senador Jean Paul Prates (PT-RN), autor do projeto.

O marco regulatório nas mãos do senador – no momento licenciado para concorrer à prefeitura de Natal – foi desenvolvido ao longo de três anos por uma comissão técnica com membros de universidades e institutos de pesquisas liderada pelo Centro de Estratégia em Recursos Naturais e Energia (Cerne), de Natal (RN)

A proposta do marco regulatório, segundo o presidente do Cerne, Darlan Santos, definirá processos para tornar possível a implantação da nova fonte no Brasil, permitindo por exemplo que a Aneel crie protocolos orientativos específicos para requerimento de outorga, que os estados definam procedimentos para elaboração de estudos ambientais para licenciamento ou para a EPE instituir leilões para a fonte participar, entre outros pontos.

Na análise de Santos, sem a base regulatória, os oito projetos em licenciamento ambiental no Ibama terão dificuldades para ser implementados, pois a falta de regulamentação, em vários pontos dos projetos, seja em infraestrutura, logística e mesmo em políticas de incentivo, incluindo aí leilões para a fonte, criam insegurança jurídica para os altos investimentos.

Apesar disso, grupos como Neoenergia, Equinor, BI Energia, Eólicas do Brasil e Vestu Winds já se adiantaram e entraram com pedidos de licenciamento ambiental de projetos, principalmente no Nordeste, mas também no Rio Grande do Sul e no Espírito Santo. Embora alguns projetos tenham tido a licença negada, caso do Caucaia, da BI Energia, de 598 MW, no Ceará, a expectativa é a de que a geração offshore dê seus primeiros passos para aproveitar o potencial no Brasil identificado pela EPE como de 697 GW, a 100 metros de altura, em profundidades até 50 metros.

PLD horário

O conceito híbrido entre solar e eólica, próximo de ficar viável para os geradores, é mais benéfico ainda ao se considerar a entrada do PLD horário em 2021. Isso pelo motivo de em vários locais do país, principalmente na Bahia, estado com maior número de parques eólicos, a geração pelos aerogeradores ser mais forte durante a noite. Com o complemento da solar, o complexo poderá aproveitar a conexão disponível para escoar a energia para o sistema nos momentos do dia em que a eólica não entrega, aproveitando os horários com melhores preços de energia.

Esse cenário começa a incentivar muitos operadores eólicos a venderem PPAs de energia solar para o mercado livre para comporem seus portfólios e ficarem menos expostos às variações do PLD horário. Há inclusive até o receio no mercado de que parte desses projetos, muitos deles em Minas Gerais, onde há isenção de ICMS para consumidores de energia que adquiram energia gerada no estado, estejam sendo vendidos sem garantia de conexão à rede, já muito ocupada pela geração distribuída no estado recordista em GD.

O cenário de precificação horária, da mesma forma, estimula empreendedores a complementarem seus portfólios com parques eólicos em outras regiões – caso da Omega, que adquiriu o Complexo Chuí, no Rio Grande do Sul, diversificando seu portfólio concentrado no Nordeste – ou então para a geração hídrica, principalmente PCHs, a fim de acompanharem a curva de carga com outras gerações mais firmes para elaboração de PPAs.

Aliás, segundo o CEO da Omega Energia, Antonio Bastos, com o portfólio diversificado de 1.869 MW de capacidade instalada, que além dos 87% em parques eólicos no Nordeste e o recente no Sul ainda inclui geração hidrelétrica e solar, o PLD horário terá impacto neutralizado pelo perfil dos contratos e pela geografia dos ativos, que se encarregará de acompanhar a curva de carga dos clientes.   Para Bastos, a geração do grupo se concentra também em faixas horárias de carga sistêmica pesada.

Modelos de negócios

A complementaridade das fontes, diante da precificação horária, também tem poder de influenciar os novos modelos de negócios que estão sendo adotados para colocar em pé os projetos no mercado livre. Nesse ponto, isso já começa a pesar na decisão de empresas que pensam em optar pela autoprodução, uma tendência em alta para novos projetos eólicos.

Embora a autoprodução – modelo em que o consumidor entra com participação no equity e em troca tem redução nos seus encargos possibilitados pela legislação – atraia grandes empresas para firmar parcerias com empreendedores, por outro lado começa a se tornar comum casos em que o consumidor prefere evitar o risco de ficar dependente por muitos anos de apenas uma fonte, no caso a eólica, que pode não ser a melhor opção em algumas situações com o PLD horário.

Esse receio tem convencido consumidores a trocarem a autoprodução por PPAs estruturados com várias fontes, em que o operador assume a gestão do risco, se comprometendo a entregar a energia pelo valor contratado. Isso ocorreu recentemente, por exemplo, com a AES Tietê, cujo portfólio é diversificado ainda com solar e hidrelétricas, e que está para anunciar um PPA corporativo que substituiu uma intenção inicial do cliente de entrar em sociedade de autoprodução em eólica. Segundo Bernardo Sacic, mesmo com as reduções de encargos para a autoprodução, os cálculos demonstraram vantagem para o PPA.

Apesar disso, há casos vantajosos para a autoprodução, principalmente para grandes consumidores onde a energia tem peso muito importante a ponto de dedicarem parte da própria cadeia de suprimentos para gerir o insumo, no longo prazo e sem riscos de submercado e modulação. Consumidores que prefiram se focar no core business, mesmo que para isso precisam pagar um pouco mais para terceirizar o risco ao operador, tendem a firmar PPAs no ACL.

Um entre outros exemplos de autoprodução ocorreu por exemplo com a produtora de cloro-soda Unipar Carbocloro, que se tornará autoprodutora em sociedade com a AES Tietê assim que a primeira fase (155 MW) do complexo de Tucano estiver em operação em 2022. A energia para a produção eletrointensiva de cloro-soda representa até 50% do custo operacional. A indústria química terá contrato de sociedade por 20 anos, para 60 MW médios, com entrada em vigor em 2023, sendo o investimento conjunto de R$ 1,29 bilhão.

Um outro modelo de autoprodução que equilibra mais o risco do investimento para as duas partes, com chance de ser mais replicado no futuro, está sendo adotado nos projetos da Casa dos Ventos. Trata-se da “autoprodução por equiparação”, pela qual o consumidor, além de assinar um PPA tem a opção de se tornar sócio da usina quando ela entrar em operação. A vantagem desse modelo para o consumidor é que os riscos de custo, construção e da operação ficam com a Casa dos Ventos, que tem um pipeline de 1,5 GW para negociar em novos parques nos próximos anos principalmente com esse tipo de modelo.

Fonte : Brasil Energia

Escrito por : Marcelo Furtado

Link da Notícia : https://editorabrasilenergia.com.br/novas-fronteiras-eolicas/

Deixe uma resposta

O seu endereço de e-mail não será publicado. Campos obrigatórios são marcados com *