Donato Filho afirmou que entre 1º de janeiro e 11 de março de 2025 foram registrados 5,2 milhões de MW médios cortados. No mesmo período de 2026, o volume foi de 4,1 milhões de MW médios. “Opa, podemos dizer que melhorou, mas não. Apesar de uma aparente melhora, no ano passado tivemos o efeito da queda do Linhão de Belo Monte”, lembrou o executivo em sua participação no 11º Encontro de Negócios ABEEólica. “Desconsiderando esse efeito, os cortes efetivamente dobraram, passando de 2 milhões para 4,1 milhões de MW médios”, apontou ele durante o painel que tratou sobre curtailment.

Esse aumento no volume de energia aumentou em volume e em valores. Donato explicou que, enquanto o impacto econômico dos cortes no período analisado de 2025 foi de R$ 311 milhões, em 2026 esse valor saltou para R$ 905 milhões, impulsionado pelo aumento do preço do MWh. “Enquanto o volume em MWh dobrou, o impacto econômico triplicou”, pontuou.

Impactos de médio prazo

Nesse sentido, Donato destacou os efeitos sociais e estruturais dessa crise. A falta de investimentos no setor afeta diretamente a cadeia produtiva, incluindo fabricantes, empregos e o desenvolvimento das regiões impactadas, especialmente no Nordeste.

Além disso, avaliou que a perspectiva para os próximos anos também não é animadora. O executivo aponta que um alívio só deve ser sentido a partir de 2028 ou 2029. Isso porque é neste período que o país deverá ver a entrada de obras estruturantes para escoar a energia. No entanto, até lá, a tendência é de agravamento, especialmente devido à expansão da geração concentrada durante as manhãs, que intensifica os cortes por falta de carga. Por isso, defende que a Aneel defina a classificação dos cortes de forma mais clara para que haja previsibilidade.

Consulta Pública na reta final

Nesse sentido, a diretora da Aneel, Agnes da Costa, relatora da Consulta Pública 45/2019 que está aberta na autarquia, disse que o voto estava sendo construído. Ela fez uma consulta à procuradoria para analisar as perspectivas de cortes de MMGD. Essa modalidade é apontada como uma das impulsionadoras da sobreoferta de energia e que tem levado aos cortes de geração centralizada.

Aliás, essa questão da MMGD é uma das dúvidas legais que a diretora tinha sobre a possibilidade de cortar ou não essa modalidade. Em entrevista ao CanalEnergia, ela externou esse ponto como parte da Reportagem Especial sobre o assunto, publicada em 25 de abril de 2025.

Recentemente, a AGU deu parecer favorável ao corte físico e não ao corte contábil por conta da necessidade de alterações legais. Por isso ela comentou que alterar legislação é uma ação que exige um “esforço hercúleo”, que em muitas vezes não se sabe o que sairá de uma nova lei.

“Minha ideia é não atrasar mais, porque eu acho que a gente não vai ter a solução (…) mas eu acho que a gente tem que dar uma sinalização”, comentou, mas lembrando que a questão da MMGD é um fato e que não se pode proibir o consumidor de gerar sua própria energia. E ainda lembrou que a CP 45 trata apenas do corte de geração e dar a regulação para que o ONS organize seus cortes de geração, conforme a necessidade do SIN.

Democrático

E por falar no ONS, o diretor Christiano Vieira da Silva defendeu que haja a modernização da forma de alocar o custo desses cortes. Ele lembrou que o operador não tem preferências por fontes. “Mas a gente entende que esse atributo para atender essa curva do pato está aumentando”, destacou. “A gente vê que o pato está engordando, está crescendo”, comparou.

Por isso, defendeu que o país precisa de armazenamento, bateria para vale de carga, fontes controláveis para rampa e ainda de capacidade para ponta. Entretanto, concorda que não há a chamada “bala de prata” para todos esses desafios da operação. Entre as soluções, o sinal de preço e estruturas tarifárias são fundamentais para incentivar o consumidor e endereçar o consumo nos horários certos.

Fonte: CanalEnergia

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O plano faz parte do programa de transformação Spring, com o qual a companhia busca simplificar a estrutura, reforçar a rentabilidade e ajustar sua expansão diante das mudanças no mercado de energia renovável.

O corte no quadro de funcionários englobará diferentes regiões onde a companhia atua, como França, Portugal e Brasil. Em seu balanço sobre o resultado do último ano, a empresa informou que o número total de funcionários do grupo caiu 7,6% em 2025, considerando todos os países onde atua. A empresa também reduziu o número de países em que atua de 20 para 15, saindo da Hungria, Eslováquia, México, Romênia e Espanha.

Segundo a companhia, o corte de pessoal no Brasil será realizado em conformidade com os marcos regulatórios locais e estará sujeito aos procedimentos de informação e consulta com representantes dos funcionários, conforme os requisitos legais vigentes.

A informação foi divulgada nesta quinta-feira, 12 de março, pela empresa, junto com a apresentação dos resultados financeiros de 2025, quando registrou prejuízo líquido de 128,1 milhões de euros, acima da perda de 20,9 milhões de euros em 2024.

Curtailment na Voltalia

No último ano, a Voltalia atingiu sua meta de 3,6 GW de capacidade em operação e em construção, alta de 9% em relação ao ano anterior. Desse volume, 2,9 GW estão em operação e 305 MW em construção.

A produção de energia do grupo somou 4,9 TWh, um aumento de 4%, apesar da redução de 1.040 GWh no Brasil, o que corresponde a 23% da produção brasileira da companhia — ou 17% da produção total da Voltalia no período.

Segundo a companhia, a sua geração no Brasil aumentou 2% no último ano, resultado de um melhor nível de recursos no segundo semestre, bem como de novas usinas como SSM3-6 e Canudos. Também houve uma redução gradual do nível de cortes na geração no quarto trimestre de 2024.

Com o impacto no Brasil, a empresa informou que espera receber um reembolso de 20 milhões de euros pelos cortes de geração em seus parques, com base na Lei nº 15.269, derivada da Medida Provisória 1.304/2025.

A expectativa da Voltalia é que essa compensação comece a se concretizar a partir de 2026, enquanto continuam as discussões com autoridades sobre mecanismos aplicáveis a futuros cortes de geração, especialmente aqueles relacionados ao desequilíbrio entre oferta e demanda no sistema elétrico, com o objetivo de aumentar a previsibilidade e a estabilidade regulatória do mercado de energia.

Resultado e reestruturação

O resultado do último ano foi impactado por efeitos excepcionais relacionados ao plano de transformação Spring, que somaram 103 milhões de euros. Entre os fatores estão a baixa contábil de projetos não rentáveis do pipeline, além de custos de transformação e reestruturação associados à iniciativa.

A companhia também foi afetada pelo curtailment, com impacto negativo de 36 milhões de euros. Excluindo os itens excepcionais, o resultado líquido teria sido um prejuízo de 25 milhões de euros.

Já o Ebitda (sigla para lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização) da empresa no período foi de 211,3 milhões de euros, queda de 3%, reflexo principalmente da redução na comercialização de energia no Brasil, afetada pelo curtailment e pelo encerramento de contratos de curto prazo.

O plano Spring, lançado pela empresa em 2025, prevê uma reorientação estratégica para as atividades principais, com foco em ganhos de eficiência operacional e otimização de custos. A estratégia inclui o autofinanciamento anual de 300 MW a 400 MW em novos projetos entre 2026 e 2030.

O plano também prevê o desinvestimento ou a descontinuação de atividades de desenvolvimento em cinco países: Hungria, Eslováquia, México, Romênia e Espanha.

A empresa ainda pretende alienar ativos considerados não essenciais até 2028, com estimativa de arrecadar entre 300 milhões e 350 milhões de euros, o que deverá contribuir para o retorno ao lucro líquido e a redução gradual da alavancagem financeira.

Segundo a companhia, após a desistência de projetos considerados “menos atrativos ou insuficientes para gerar valor agregado ao portfólio”, o pipeline de projetos em desenvolvimento foi reduzido para 12 GW, uma queda de 30% frente aos 17,2 GW planejados. O portfólio é composto por 31% na Europa, 34% na África e 34% na América Latina. Por outro lado, em termos de tecnologia, está dividido em 56% para energia solar, 22% para eólica e 22% para armazenamento em baterias.

“Embora tenhamos atingido nossas metas de Ebitda e capacidade, as decisões tomadas — em particular a baixa contábil de projetos não rentáveis em desenvolvimento, o novo foco e os custos de reestruturação associados — tiveram um impacto significativo no resultado líquido de 2025. A partir de 2026, iniciaremos uma nova etapa de aceleração, com a prioridade de fortalecer nossa rentabilidade e nossa estrutura financeira. Nossa ambição é clara: construir um modelo mais seletivo, alinhado às mudanças em nosso setor, mais robusto e que gere valor no longo prazo”, afirmou Robert Klein, CEO da Voltalia.

Atualmente, a Voltalia tem suas receitas garantidas por contratos de venda de energia de longo prazo, com receita remanescente em torno de 7,7 bilhões de euros e um prazo médio de vencimento de 18,1 anos. O valor é abaixo dos 8,1 bilhões de euros em 2024.

Fonte: MegaWhat

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A aprovação foi acelerada, apesar da complexidade do tema e de pedidos de parlamentares por mais tempo para análise. A Comissão Mista aprovou a matéria pela manhã, com 22 votos a favor e 2 contra. À tarde, Câmara e Senado votaram em menos de um minuto cada. A MP precisava ser aprovada antes de 7 de novembro para não perder a validade. O texto segue agora para sanção do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT).

Emenda de última hora cria conta de R$ 7 bilhões

Durante a votação no plenário da Câmara, o deputado Danilo Forte (União-CE) apresentou uma emenda aglutinativa que permite repassar aos consumidores parte dos custos de cortes de geração de energia. A Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia (Abrace) estima impacto imediato de R$ 7 bilhões nas contas de luz.

A emenda determina que usinas eólicas e solares sejam ressarcidas quando o curtailment — corte ou limitação da produção de energia por excesso de oferta no sistema — ocorrer por questões externas às próprias usinas. A compensação será retroativa a setembro de 2023, desde que as geradoras desistam de ações judiciais.

As compensações, que podem impactar a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), com base no retroativo de 2023 e nos pedidos que já correm na Justiça, chegam a R$ 7 bilhões. A cada novo curtailment, esse valor tende a crescer.

Segundo a Abrace, o texto veda o repasse aos consumidores apenas para cortes causados por excesso de geração renovável, deixando de fora outras razões. “Os consumidores passariam a assumir parte do risco de negócio dos geradores renováveis. Seria desastroso para os consumidores de energia”, afirmou a associação em nota aos parlamentares.

O senador Eduardo Braga (MDB-AM), relator da MP, criticou a emenda. “A emenda aprovada na Câmara provocou ônus desnecessário ao sistema. Esses investidores provocaram o curtailment de forma consciente; o risco deveria ser exclusivamente deles”, afirmou.

A Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), que representa usinas solares diretamente interessadas na compensação, também criticou a medida. A associação afirmou que a redação dá margem interpretativa sobre o direito ao ressarcimento pleno dos geradores prejudicados.

Para a entidade, a ausência de regras claras ameaça o equilíbrio econômico-financeiro dos investimentos em usinas solares e afugenta novos investimentos e empregos verdes no Brasil.

Benefícios para painéis solares são mantidos

O Ministério da Fazenda havia proposto cortes nos benefícios garantidos até 2045 para quem gera energia solar em casa e transmite o excedente para a rede (geração distribuída). A proposta, contudo, não foi contemplada.

O relator Eduardo Braga afirmou no início da semana que não pretendia alterar os benefícios, alegando que seria “quebra de contrato”. O senador, no entanto, disse que seria possível mudar as regras para novos consumidores da geração distribuída.

O relatório final previa cobrança de R$ 20 para cada 100 kWh consumidos por novos entrantes na micro e minigeração (painéis solares em telhados e fazendas solares). Durante a votação em plenário, porém, foi acatada emenda do deputado Lafayette de Andrada (Republicanos-MG) que suprimiu a cobrança. A geração distribuída segue sem alterações, inclusive para novos usuários.

Já a Absolar afirma que a MP preserva a segurança jurídica e as regras do marco legal da geração distribuída (Lei 14.300/2022) para atuais e novos entrantes.

Outras mudanças da reforma do setor elétrico

A MP 1.304/2025, transformada no Projeto de Lei de Conversão (PLV) 10/2025 após modificações no Congresso, trouxe outras medidas importantes:

• Teto de gastos para a CDE: A MP estabelece teto de gastos para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a partir de 2027, com base no orçamento de 2025, estimado em R$ 49,2 bilhões. A CDE funciona como fundo que financia políticas públicas para o setor de energia. O custeio é feito pelas quotas anuais pagas pelos consumidores — qualquer nova despesa na conta se transforma em alta na tarifa. A MP prevê exceções ao teto: recursos para políticas públicas, como Tarifa Social e programa Luz para Todos; beneficiários da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC); e custos de administração da CDE, da CCC e da Reserva Global de Reversão (RGR) pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Se faltarem recursos para a CDE, será criado o Encargo de Complemento de Recursos (ECR), pago apenas por quem se beneficia da conta.

• Abertura gradual do mercado livre: A MP prevê abertura gradual do mercado livre para todos os consumidores, incluindo os conectados à baixa tensão (residenciais). Atualmente, apenas grandes consumidores podem comprar diretamente do mercado livre. A partir da entrada em vigor — o presidente Lula tem 15 dias para sancionar ou vetar a medida —, o cronograma prevê 24 meses para abertura à indústria e ao comércio e 36 meses para os demais consumidores.

• Supridor de Última Instância: Foi criado o SUI para garantir fornecimento emergencial de energia diante de possíveis falhas.

• Armazenamento de energia: Sistemas de armazenamento foram incluídos no planejamento da expansão da rede e no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi). Baterias receberam incentivos fiscais (PIS/Cofins/IPI) até 2026.

• Comercialização de gás natural: A MP autoriza a PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A.) a comercializar o gás natural da União, com objetivo de reduzir tarifas e estimular a indústria.

• Royalties do petróleo: A MP muda o cálculo do preço de referência do petróleo produzido no Brasil, que passa a usar cotações internacionais. Esse valor é base para calcular royalties e outras contribuições pagas pelas empresas do setor ao governo federal, estados e municípios. A mudança pode reduzir lucros e dividendos das petroleiras e aumentar a participação dos royalties para os governos.

• Benefícios ao carvão: A MP estabelece contratação de reserva de capacidade para usinas a carvão que tinham contratos em vigor até dezembro de 2022, com prorrogação da operação até 31 de dezembro de 2040. A Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais (Fiemg) se manifestou contra os incentivos. Segundo a entidade, seria necessário suprimir dispositivos que criam encargos desnecessários e mantêm privilégios às termelétricas a carvão mineral.

Fonte: Gazeta Do Povo

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E as baixas estão se acumulando.

A 2W Ecobank, produtora de energia eólica, entrou com pedido de recuperação judicial em abril.

A Rio Alto Energia Renováveis, que constrói e opera projetos de energia solar, entrou na Justiça para pedir proteção temporária contra credores enquanto tenta reestruturar sua dívida.

A Aeris, maior produtora de pás para parques eólicos do Brasil, reestruturou sua dívida após mais de 3.700 cortes de empregos.

As empresas brasileiras de energia eólica e solar enfrentam desafios que refletem a situação dos projetos de energia limpa em todo o mundo: atrasos em licenças, escassez de linhas de transmissão, problemas na cadeia de suprimentos e altos custos de empréstimos.

Os reveses são tão graves que colocam em risco a meta mundial de energia verde — triplicar a capacidade de energia renovável até 2030.

Diferentemente dos EUA, onde as políticas anti-energias renováveis ​​do presidente Donald Trump prejudicam o setor, o governo brasileiro continua sendo um firme defensor da energia verde.

Grande produtor de energia hidrelétrica, o país possui, por ampla margem, a matriz energética mais limpa entre todos os países do G20.

Também conquistou o terceiro lugar global em nova capacidade de energia eólica e solar no ano passado.

Mas a indústria de energia renovável ​​do Brasil tem sido, em parte, vítima de seu próprio sucesso.

O aumento da produção com novas fontes eólicas e solares criou um excesso de energia durante o dia e não há linhas de transmissão suficientes para absorver toda a eletricidade, o que força o operador da rede a limitar a produção desses projetos.

E as emissões relacionadas à energia do país ainda precisam cair drasticamente para atingir zero em termos líquido até 2050.

“Estamos vivendo o pior momento” para o setor energético brasileiro, disse Elbia Gannoum, presidente da Abeeólica, associação nacional que representa a indústria eólica.

“É a primeira vez que vejo uma crise dessa magnitude e duração. Isso não é algo que se resolverá amanhã”, disse Gannoum.

A Rio Alto Energia não quis comentar, enquanto a 2W Ecobank não respondeu aos pedidos de comentários.

A Aeris afirmou que a empresa renegociou 90% de sua dívida e ainda negocia a reestruturação dos empréstimos restantes, “abrindo caminho para uma melhora sustentada em sua situação financeira”.

O problema é tão generalizado que a Abeeólica e a Absolar, associação da indústria de energia solar brasileira, foram solicitadas a conversar com bancos e investidores para ajudar a estender os vencimentos da dívida.

Isso permitiria que empresas que enfrentam reduções de receita de até 60% possam sobreviver à crise de curto prazo.

“Os empréstimos e os títulos de dívida serão pagos, mas as pessoas precisam entender que o setor está passando por uma situação excepcional”, disse Rodrigo Sauaia, presidente da Absolar, em entrevista.

“É do interesse dos investidores e os bancos atravessar essa ‘tempestade’ junto com o setor.”

O BTG Pactual e o Santander Brasil estão entre os credores de algumas das empresas brasileiras de energia eólica e solar em dificuldades, juntamente com credores estatais como o BNDES e o Banco do Nordeste.

Investidores privados, incluindo a JGP Gestão de Crédito, também foram afetados. O BNDES e a JGP não quiseram comentar, enquanto o BTG e o Santander não responderam aos pedidos de comentários.

“Recebemos algumas demandas específicas para negociar devido a cortes de produção e conseguimos avançar, sem problemas, estresse ou falta de pagamento”, disse Luiz Abel, diretor de negócios do Banco do Nordeste (BNB), em entrevista.

Embora “as perdas estejam se acumulando para as empresas”, a carteira de empréstimos do BNB é saudável e conta com garantias sólidas, disse. Ele confirmou conversas com associações do setor, mas disse que prefere analisar caso a caso.

As altas taxas de juros têm sido um desafio extra.

O Banco Central aumentou a taxa básica para 15% ao ano na semana passada, o nível mais alto desde 2006. No entanto alguns dos empréstimos para o setor de energia solar e eólica são subsidiados.

Para os fornecedores de peças para energia eólica, a queda na produção e o fechamento de fábricas levaram ao corte de 11.000 empregos entre 2024 e 2025, de acordo com uma pesquisa da Abeeólica.

“A crise é de profundidade muito grande no setor de energia eólica porque 80% da sua cadeia de fornecedores é nacionalizada”, disse Gannoum.

Desenvolvedores de projetos de energia eólica e solar enfrentam restrições de transmissão em todo o mundo, incluindo os EUA e a Europa.

No Brasil, o problema é particularmente grave, já que a maior parte da energia é produzida no Nordeste e consumida no Sudeste.

O operador de rede elétrica do país começou a cortar a produção de energia eólica e solar em 2020 devido à queda na demanda durante a pandemia.

Mas, depois de que flutuações na energia eólica e solar tiveram papel em um apagão que afetou grande parte do país em 2023, o operador cortou ainda mais a produção.

Em fevereiro, as restrições se tornaram ainda mais rigorosas após o colapso de uma linha de transmissão, disseram a Fitch Ratings e a Absolar.

Até 2029, com a entrada de novas usinas com contrato de uso do sistema de transmissão, a tendência é a de aumento na ocorrência de corte de produção por razões energéticas, ou seja, quando a geração excede a demanda em determinados momentos, especialmente nos horários diurnos, disse o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em um relatório no início deste mês.

De acordo com uma lei de 2004, os produtores de energia eólica e solar eram integralmente ressarcidos pelos consumidores, por meio das contas de energia, pelas perdas decorrentes dos limites de produção.

Mas uma regulamentação da Aneel em 2023 fez com que, na prática, essas empresas agora recuperem, no máximo, apenas 3% de suas perdas, enquanto as usinas termelétricas continuam a receber o valor integral, de acordo com a Absolar.

A Absolar e a Abeeólica processaram a Aneel com pedido de ressarcimento de perdas que já acumulam R$ 4,8 bilhões em decorrência dos cortes de energia. A Aneel não respondeu a um pedido de comentários.

O Ministério de Minas e Energia, que criou uma comissão com representantes da indústria para tratar da situação, também não se pronunciou.

A Renova Energia, operadora de energia eólica e solar que acabou de sair da recuperação judicial, está em negociações com o governo para reduzir as perdas decorrentes dos cortes de produção impostos pelo ONS, segundo o site Canal Energia.

A empresa obteve progressos significativos no ano passado, “mesmo diante dos desafios atuais do setor elétrico brasileiro”, e realizará investimentos para expandir sua capacidade instalada, segundo comunicado.

“Enquanto não tivermos um grande número de linhas de transmissão para transportar essa energia, continuaremos a ver muito corte na produção”, disse Thainá Cavalini, diretora associada de infraestrutura e financiamento de projetos da Fitch.

Gannoum discorda. Para ela, o principal problema são as pequenas geradoras de energia solar que usam subsídios do governo para produzir energia não apenas para consumo próprio mas principalmente para lucro – e que geram muita eletricidade durante o dia.

Esse tipo de geração não é afetado pelas restrições de produção, que se aplicam apenas a grandes produtoras, e já representa 15% da capacidade total instalada, disse.

Embora o governo planeje comprar baterias para ajudar o armazenamento de energia, esses leilões foram adiados para o segundo semestre, disse Cavalini. Muitas empresas não têm condições de investir em baterias porque os impostos sobre elas podem chegar a 85%, de acordo com a Absolar.

A Fitch tem perspectiva negativa para o rating de três empresas brasileiras de renováveis devido aos cortes de energia: Serra do Mel Holding, Itarema Geração de Energia e Complexo Morrinhos Energias Renováveis, uma empresa com classificação de risco AAA controlada pela chinesa CGN Brasil Energia.

A CGN Brasil não quis comentar, enquanto a Serra do Mel e a Itarema Geração não responderam a pedidos de comentário.

O Nordeste brasileiro deve construir data centers e buscar projetos de hidrogênio verde para absorver o excedente de energia, disse Eduardo Sattamini, chefe das operações da Engie no Brasil, durante uma reunião com jornalistas em maio.

O país atraiu billhões em investimentos para projetos de linhas de transmissão para conectar energias renováveis ​​aos seus maiores mercados consumidores, mas esses projetos podem levar quase uma década para começar a operar.

Algumas empresas brasileiras de energia renovável tentam atrair parceiros ou vender seus negócios.

A Equatorial, uma das principais distribuidoras de energia do país, contratou o Banco Safra para tentar vender a geradora e comercializadora de energia eólica e solar Echoenergia Participações, que comprou por R$ 7 bilhões em 2022, disseram pessoas familiarizadas com o assunto em outubro passado.

A Equatorial Energia não respondeu aos pedidos de comentários.

Outras empresas simplesmente encerraram suas operações.

A GE Vernova, com sede em Massachusetts, nos EUA, anunciou em fevereiro que fecharia a fábrica de pás eólicas da LM Wind Power na cidade de Suape, em Pernambuco, eliminando 1.000 empregos, devido à queda na demanda no mercado latino-americano.

A brasileira WEG parou de produzir turbinas eólicas no ano passado, informou a empresa à imprensa. A WEG não respondeu aos pedidos de comentários.

Por enquanto, a perspectiva de uma recuperação no setor de energia limpa no Brasil permanece distante, disse Sauaia, da Absolar.

“O paciente está na UTI”, disse ele. Antes que qualquer tipo de recuperação possa acontecer, o setor “precisa primeiro parar de respirar por meio de aparelhos”.

fonte: Bloomberg Línea

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“Esta foi uma decisão difícil, e estamos totalmente comprometidos em apoiar nossos funcionários impactados e faremos tudo o que pudermos para fornecer a eles benefícios abrangentes de rescisão e transição”, disse um porta-voz da LM Wind Power, em nota.

Entre as medidas de apoio aos afetados, a empresa citou pagamento de indenização, continuação dos benefícios por um período definido, serviços de transição de carreira e apoio à recolocação.

O fechamento expõe a situação difícil enfrentada pela cadeia de energia eólica no Brasil nos últimos anos, com desaceleração do crescimento da fonte renovável em função do cenário de sobreoferta de energia no país e maior concorrência com projetos de energia solar fotovoltaica.

A instalação de novas usinas eólicas no país caiu mais de 30% em 2024, para 3,3 gigawatts (GW) de potência. A expectativa é de que a conjuntura desfavorável perdure até 2026, com retomada a partir de 2027, na avaliação da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica).

A demanda baixa para novos empreendimentos eólicos nos últimos dois anos vêm afetando a cadeia de fornecedores, que passaram a ter dificuldades para manter suas operações sem ter um fluxo constante de encomendas.

A GE anunciou em 2022 que suspenderia a produção de novas turbinas eólicas no Brasil. No ano seguinte, a Siemens Gamesa também paralisou sua fábrica de aerogeradores na Bahia.

A situação estimulou um movimento de importação de turbinas eólicas para atender a encomendas locais, o que gerou insatisfação de empresas que permaneceram em atividade no Brasil, como a dinamarquesa Vestas.

O fechamento das fábricas nacionais de turbinas também levou a uma crise na brasileira Aeris Energy, empresa fundada pela família Negrão que é concorrente da LM Wind Power na fabricação de pás eólicas. Com apenas um cliente na carteira, a Aeris acertou acordo de suspensão de cobranças (“standstill”) com credores e busca maneiras de reestruturar suas dívidas.

Fonte: IstoÉ – Dinheiro

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Apesar de ajudarem o Brasil a avançar na descarbonização da economia e elevarem a oferta, essas matrizes trazem consigo a questão da intermitência da produção, com a geração ficando descasada dos momentos de pico do consumo.

E num momento em que a hidrologia começa a dar sinais de que o volume de energia produzido pelas hidrelétricas vai cair, o País deve ver o fim dos preços baixos de energia que perduraram entre meados de 2022 e 2023.

O alerta é da Kinea Investimentos, que vê uma inflexão nos preços de eletricidade se formando no mercado, o que representa uma oportunidade de investimento em empresas de geração hídrica, em especial a Eletrobras.

Em um estudo a ser divulgado na semana que vem, e que foi antecipado com exclusividade ao NeoFeed, o braço de investimentos alternativos do Itaú Unibanco diz que o Brasil vivenciou um período atípico de boas chuvas nos últimos dois anos, abastecendo os rios e reservatórios das usinas hidrelétricas.

Isto foi suficiente para compensar a intermitência das fontes renováveis e atender a demanda do mercado, sem precisar acionar as térmicas, que possuem custos elevados, além de serem poluentes. Combinado com o aumento da participação das renováveis, o resultado foi levar os preços de curto prazo ao piso, fazendo as cotações de longo prazo amargarem 14 meses seguidos de queda, totalizando 55% de desvalorização entre abril de 2022 e junho de 2023.

Mas, em meio aos efeitos do El Niño, com o nível de chuvas em dezembro nos reservatórios se aproximando das mínimas históricas, a Kinea alerta que a instabilidade climática pode diminuir os níveis dos reservatórios, fazendo com que as hidrelétricas não sejam mais suficientes para garantir a oferta de energia, manter os preços baixos e compensar a instabilidade das fontes eólica e solar.

“Com cada vez mais fontes intermitentes no sistema, como vento e luz solar inconstantes, e, com o descasamento entre o horário geração de energia solar e a demanda no horário de pico de consumo, estamos cada vez mais sujeitos a ter que ligar as térmicas no final do dia para garantir o suprimento de energia”, diz trecho do estudo.

A Kinea aponta que os preços já começaram a se recuperar, com a média da curva de preços da energia subindo 47% desde maio. E a tendência é que esse movimento continue.

“A combinação de nossa atual matriz energética com maior instabilidade e intermitência, somada a um ponto de partida extremamente baixo de preços de eletricidade e demanda de energia crescente, que seguia estagnada desde 2015, faz com que os riscos de preço sejam assimétricos para cima”, diz outro trecho do estudo.

Este cenário deve beneficiar empresas de geração hídrica com capacidade descontratada, que é o caso da Eletrobras, além de Copel e Equatorial, permitindo negociar contratos a valores melhores.

No caso da Eletrobras, a Kinea destaca que a empresa responde por mais de 20% de toda capacidade instalada do parque gerador brasileiro, com mais de cinco vezes a capacidade instalada da segunda geradora, a Engie, com 43,8 gigawatts (GW).

“Acreditamos que ela deve se beneficiar diretamente do aumento da volatilidade dos preços de energia, oferecendo um potencial de valorização de acima de 50% num cenário de preço conservador, abaixo do implícito nas curvas hoje”, diz trecho do estudo.

A Kinea destaca ainda outros pontos que jogam a favor da Eletrobras, como os possíveis ganhos de eficiência operacional nos próximos anos e a potencial redução de custos operacionais.

Fonte: NeoFeed

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No subsistema Nordeste, a primeira marca, também na geração eólica instantânea, foi em 3 de julho, com 17.135 MW, às 23h59. O indicador, no entanto, foi superado menos de 24 horas depois: às 22h41 de 04 de julho, com patamar de 18.401 MW, o que representou 149,1% da demanda do subsistema. Isso significa que todo o submercado poderia ser atendido com a carga gerada pela fonte eólica naquele momento e ainda sobraria.

Os meses entre julho e setembro são sazonalmente conhecidos como temporada dos ventos, com o aumento da intensidade eólica em diferentes regiões do Brasil, o que amplia a participação desta fonte na matriz energética no SIN.

Fonte: ONS

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No dia 15 de março, a confirmação veio, e mais, com a possibilidade de que a situação migre da atual neutralidade para o El Niño, relatou a meteorologista Ana Clara Marques da Climatempo.

“O mês de fevereiro foi perdendo força e oficialmente na última semana o NOAA decretou o final. Mas, ainda demora um tempo até o oceano aquecer, então, apesar disso, ainda vamos ver a influência até o inicio de abril. Então, só a partir do mês que vem que teremos uma percepção da neutralidade atmosférica até o inverno com uma virada para a condição de El Niño”, comentou a meteorologista em sua participação.

Como já é de conhecimento, o efeito do El Niño para o sul do Brasil é caracterizado por um período mais chuvoso, que deverá aliviar a recente seca pela qual a região passa. E no sentido contrário, no Norte e Nordeste há um cenário mais seco ante o que vem ocorrendo, o que traz possibilidade de retomada de ventos e consequentemente mais geração eólica nessa região onde estão os maiores volumes de potência instalada da fonte de geração a partir da força dos ventos.

“Há perspectiva de termos uma boa safra de ventos e efeitos perceptíveis entre a primavera e o verão”, acrescentou.

Segundo o comunicado da entidade norte-americana, durante fevereiro de 2023, as temperaturas abaixo da média da superfície do mar enfraqueceram e atualmente persistem apenas no Oceano Pacífico central. O mais recente índice Niño-3.4 semanal aponta um valor de -0,2ºC. Em contraste com o Pacífico central, em partes do Pacífico oriental onde estiveram significativamente acima da média.

E mais, aponta que no mês passado, as temperaturas médias da área subterrânea ficaram ligeiramente acima da média, com anomalias positivas de temperatura abrangendo o Pacífico, embora permanecendo principalmente em profundidade. E continua ao afirmar que as anomalias da circulação atmosférica no Pacífico tropical estão atrasadas em relação às mudanças na oceano. Anomalias de vento de leste de baixo nível continuam sobre o Oceano Pacífico central. Nível superior as anomalias do vento de oeste eram evidentes na maior parte do Pacífico. A convecção suprimida persistiu sobre o Pacífico tropical central, enquanto a convecção intensificada foi observada sobre a Indonésia.

E aponta que “durante a primavera é previsto El Niño se formando durante o verão de 2023 e persistindo até o outono. Em contraste, o consenso dos meteorologistas favorece ENSO-neutro até o verão de 2023, com chances elevadas de El Niño se desenvolvendo depois. As menores chances de El Niño em relação às previsões do modelo são principalmente porque as previsões ENSO feitas durante a primavera são menos precisas, e também a atmosfera tropical do Pacífico ainda é bastante consistente com um estado frio/tipo La Niña. No entanto, é possível que o forte aquecimento perto da América do Sul possa pressagiar uma evolução mais rápida em direção a El Niño e será monitorado de perto. Em resumo, La Niña terminou e ENSO-neutro espera-se que as condições continuem durante a primavera do Hemisfério Norte e início do verão 2023”.

Fonte: Canal Energia.

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A informação foi revelada pelo meteorologista da Climatempo, Pedro Regotto, em sua participação no CanalEnergia Live desta quarta-feira, 08 de março. Contudo, disse ele, para confirmar a mudança para um estado de neutralidade ou de El Niño, são necessárias duas condições. Uma é a manutenção da temperatura por cinco meses seguidos e a segunda é o acoplamento entre o oceano e atmosfera, que são intrinsicamente ligados para a caracterização do fenômeno.

“Viemos de um período de três anos de La Niña, que tem como efeito a intensificação das chuvas no Nordeste, e consequentemente menos geração eólica, enquanto no Sul um cenário mais seco. No El Niño o efeito é inverso. Se confirmado, podemos ver a retomada da geração eólica com ventos mais favoráveis porque o Nordeste passaria por um período de menos chuvas”, explicou Regotto.

A sinalização mostra patamares de temperaturas mais elevadas do que o limite de 0,5 negativo que caracteriza o La Niña. Em todas as regiões as temperaturas variaram acima desse nível, chegando a até 1,1 grau positivo, acima disso se tem o El Niño. “É um sinal de que caminhamos na direção de sair definitivamente do estado de La Niña”, sentenciou.

Mas lembrou que as condições precisam perdurar para que se confirme essa alteração. Ou seja, é necessário o acompanhamento dos dados. “Mas a tendência é que tenhamos o El Niño”, acrescentou.

“São as águas de março fechando o verão”

O verso da música de Tom Jobim interpretado por Elis Regina está mais claro do que nunca neste ano. Para o encerramento do período mais quente do ano o panorama é positivo para o setor elétrico.

Regotto lembrou que os níveis dos reservatórios estão em patamares elevados. Os mais altos da última década no SIN. Ainda ontem, o Operador Nacional do Sistema Elétrico indicava que o Sudeste/Centro-Oeste, utilizava 79,1% de sua capacidade de armazenamento, no sul o índice era de 85,4%, o Nordeste contava com 86,8% e o Norte com 98,5%.

E a indicação é de que até o final deste mês o país todo deverá ver a continuidade das chuvas, colaborando de forma mais expressiva com a elevação desses níveis.

“Este será um mês em que as chuvas vão acontecer de forma mais expressiva em quase todo o país, no Sul menos expressivo quando comparado com o Sudeste e o Norte do país que serão mais significativas”, apontou.

Já nos próximos dias, ao longo da semana a previsão mostra formação de uma zona de convergência de umidade que afetará o sul do Mato Grosso do Sul, o Paraná e o oeste de São Paulo. Essas regiões estão em uma área mais propensa a problemas com ventos e raios. Em termos de Energia Natural Afluente, é esperado o aumento na região conhecida como incremental de Itaipu.

Fonte: Canal Energia

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Segundo a Aneel, o crescimento veio principalmente da fonte eólica, com 2,92 GW, e da solar, com 2,67 GW.

Os números do regulador se referem à geração centralizada de energia e não incluem as usinas de geração distribuída, que têm sido o principal propulsor da fonte solar no país.

Em 2022, houve um crescimento de 1,35 GW de potência de geração termelétrica a combustível fóssil, e 904,9 MW em termelétricas a biomassa. Já as centrais hidrelétricas somaram 374,6 MW.

A Aneel disse que havia estabelecido a meta 7,625 GW para a expansão do parque de geração centralizada em 2022, sendo que a marca foi alcançada em 21 de dezembro.

Na abertura por estados, Minas Gerais registrou o maior aumento na capacidade de geração no ano passado, com 1,53 GW instalado. Em termos regionais, o Nordeste ficou com a maior parte da ampliação, com 4,5 GW, representando 55% do total do acréscimo no ano.

Fonte: CNN.

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