A Volvo Brasil anunciou, em 18 de maio, que não venderá mais carros à combustão no Brasil e só terá modelos híbridos e elétricos. A empresa sueca é a primeira montadora do Brasil a adotar essa estratégia.Com a decisão, o Brasil passa a ser, junto da Noruega, as nações onde a fabricante decidiu vender carros, com todos os modelos com, ao menos, um motor elétrico. Hoje a empresa detém 40% das vendas entre os modelos eletrificados vendidos no Brasil. Se pegarmos somente os modelos híbridos, 7 a cada 10 carros comercializados no Brasil é um Volvo.O objetivo é que até 2030 a Volvo seja totalmente elétrica. Já em 2025, a meta é que 50% das vendas globais sejam de carros totalmente elétricos, com o restante em híbridos.A empresa informou que até o fim deste ano, serão mais de 1.000 eletropostos gratuitos instalados em todo o Brasil. Os pontos estão interligados ao Waze e Google Maps e podem ser utilizados por veículos de qualquer marca e modelo.

Mecanismo de Venda de Excedentes bateu recorde anual de 1.031,2 MW médios negociados na rodada extraordinária do realizada na última terça-feira, 25 de maio. O mecanismo permite a comercialização do excedente de contratação de energia elétrica pelas distribuidoras. Agora a CCEE pretende realizar um MVE extraordinário em julho de 2021 com vigência para o ano de 2022. Desde o processamento de dezembro de 2020 já foi contratado um montante total anualizado de 1.275 MW médios pelo MVE, um recorde desde sua regulamentação em 2018. Ao todo, mais de 3 mil ofertas foram feitas, sendo 24 por parte de vendedores e 2.994 pelos compradores. As distribuidoras conseguiram vender 90% da sobra de energia declarada. Isso é um montante significativo quando estas empresas analisam sua sobrecontratação para o período.

O desligamento que afetou estados do Sudeste e Centro-Oeste no final da manhã do dia 28 de maio, teve origem no polo 2 do linhão de Belo Monte que liga a subestação Xingu (PA) a Estreito (MG). A concessionária responsável pela linha é a Belo Monte Transmissora de Energia (BMTE) que confirmou a informação e diz que está investigando as razões do ocorrido.

Às 11h26 de 28/05 houve uma ocorrência no Bipolo de Corrente Contínua, que interrompeu a transmissão de energia. Às 11h27, o Bipolo foi reintegrado ao Sistema Interligado Nacional e, às 12h20, a operação foi restabelecida. Segundo ONS, saíram cerca de 3.300 MW do sistema. A geração termelétrica recuou de 13.182,5 MW para 11.397,5 MW. A geração hidráulica recuou de 49.612,2 MW para 48.351,3 MW.

Neoenergia Brasília, EDP São Paulo e Espírito Santo, Cemig, Light e Enel São Paulo, Rio de Janeiro e Goiás foram afetadas pelo evento.

O ONS acionou o Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC), que prevê o desligamento automático de 7% da carga da distribuidora, informou a Enel. Na EDP SP a interrupção ocorreu entre 11:26 e 11:51. Foram 190 MW de cargas interrompidas, impactando em torno de 210 mil clientes. A EDP ES teve 256 MW de cargas interrompidas, impactando cinco clientes industriais.

A Cemig relatou que a situação provocou a perda de carga de 370 MW e interrupção entre 4 e 27 minutos para algumas regiões. Foram 400 mil clientes afetados. Na Light houve interrupção na Baixada Fluminense, Zona Oeste e Zona Norte hoje às 11h26 e restabelecido às 12h04.

O projeto de conversão da Medida Provisória 1031, que trata da desestatização da Eletrobras, foi aprovado na Câmara Federal e segue para aprovação pelo Senado. O texto tem que ser votado até 22 de junho, para não perder sua validade.

Alguns pontos de destaque do texto aprovado:

·        Autoriza a desestatização da Eletrobras, por meio de aumento de capital sem subscrição da União. Estabelece o limite de 10% de participação
de cada acionista no capital votante, e a golden share, ação de classe especial, que dará poder de veto ao governo em decisões estratégicas da companhia.

·        Obrigatoriedade de contratação de geração termelétrica a gás (1 GW no Nordeste e 5 GW nas regiões Norte e Centro-Oeste);

·        Introduz mecanismos de repasses de recursos para programas sociais do Poder Executivo;

·        Obrigatoriedade de contratação de pequenas centrais elétricas, nos próximos leilões regulados de 2021 a 2026, de 40% da demanda declarada das
distribuidoras;

·        Prorrogação por 20 anos dos contratos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica;

·        75% de eventual excedente econômico resultante da revisão do tratado de Itaipu a partir de 2023 direcionado para a CDE até 2032 e 25% para programas
de transferência de renda do governo federal.

Em meio à maior seca da história, o consumidor brasileiro está pagando por usinas térmicas que entregam menos energia do que o contratado ou se recusam a operar. Nos cálculos do Idec, a conta chega a R$ 8,7 bilhões por ano.

Essas térmicas funcionam como um seguro: são remuneradas com uma receita fixa quando não estão gerando e ganham um adicional para cobrir os custos quando são chamadas a gerar. Estudo da EPE indica que, em 2020, as térmicas a diesel ficaram indisponíveis, em média, 53% do tempo, as a óleo combustível, 26%. As usinas a gás e carvão, 19%. Em 2011, essa indisponibilidade era muito menor – óleo combustível 3%, diesel 4%, carvão 12% e gás 14%.

Os fatores que influem na indisponibilidade são o envelhecimento das usinas, falhas de manutenção e falta de investimentos em melhorias. Há geradores que alegam na Justiça que entregaram toda a energia prevista no contrato, apesar de permanecerem recebendo a receita fixa. Técnicos do setor elétrico discordam, entendendo que não há limitação no volume de geração.

O Idec apurou 17 liminares relacionadas ao tema, algumas questionando a rescisão contratual após três anos seguidos descumprindo as metas de disponibilidade. O IDEC indica 33 usinas que estouraram esse limite de indisponibilidade, o que permitiria a rescisão dos contratos e pode recorrer à Justiça para que a penalidade seja aplicada.

O ONS afirma que a indisponibilidade não afeta os reservatórios. No dia 25/5, por exemplo, 72% da capacidade térmica no país estava disponível, (16,1 mil MW), mas o Operador despachou 12,3 mil MW para atender a demanda.

Com os reservatórios baixos, o mercado acompanha a disponibilidade de energia, com receio de que isso possa se tornar um obstáculo ao crescimento da economia.

Agência Internacional de Energia (AIE), nascida nos anos 1970 para coordenar os estoques de petróleo no mundo, agora recomenda que os países parem de investir em novos projetos de extração do ouro negro já em 2021, para chegar à neutralidade de carbono em 2050.

Petróleo, carvão e gás natural respondem por três quartos das emissões de gases de efeito estufa no planeta. O mundo nunca vai deixar de depender da energia, que continuará a ter papel estratégico na economia e na geopolítica mundial.

A era do petróleo parece inabalável: na última década, o consumo mundial do óleo cresceu, ano após ano. Petróleo, carvão e gás natural, nesta ordem, representam mais de 80% da energia consumida no planeta. A Europa vai ditar a aceleração da transição rumo às fontes renováveis.

A solução não é simples, nem rápida. A migração do carvão para o petróleo, a partir dos anos 1940, até hoje não terminou. Alternativas conhecidas, como a energia solar, deverão crescer 10 vezes para darem o efeito esperado. Investimentos em nuclear devem dobrar, atingindo cerca de 10% do total da energia produzida.

A inovação fará a diferença. Quase metade das reduções de emissões esperadas para as próximas três décadas poderão vir de tecnologias que sequer estão no mercado, como as baterias avançadas, com maior capacidade de armazenamento e duração, o desenvolvimento de sistemas de captura e estocagem de CO2 do ar e, principalmente, o hidrogênio verde.

Graças à maior eficiência energética, a esperança é de que, em 2050, o mundo será capaz de consumir 8% a menos de energia do que hoje, apesar de a economia e a população continuarem a crescer até lá.

Diante de uma seca histórica em reservatórios de usinas hidrelétricas, o governo está estruturando um leilão para a contratação de termelétricas. O objetivo é garantir o suprimento de eletricidade e afastar risco de racionamento no segundo semestre.

A medida se soma a outras já adotadas, como o acionamento das termelétricas disponíveis e a importação de energia da Argentina e do Uruguai. Diante do quadro de restrição na oferta, a lógica é que o custo maior seria o do risco de ficar sem energia.

Segundo fontes ligadas ao MME, a intenção é contratar usinas termelétricas de biomassa como “oferta extra continuada”, que seriam acionadas nos momentos em que for necessário contar com essa eletricidade. São mais baratas do que as a diesel, mas têm preço mais elevado do que as a gás. Do ponto de vista ambiental, são menos poluentes.

A realização de leilão de reserva de capacidade no segundo semestre de 2021 tem por objetivo garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica e sua necessidade deve ser definida com base em estudos da EPE e do ONS.

Para sinalizar a escassez de chuvas, o Sistema Nacional de Meteorologia (SNM) emitiu Alerta de Emergência Hídrica para o período de junho a setembro, na região da Bacia do Paraná, nos estados de Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná.

Fonte: O Globo/Nacional – Economia sexta-feira, 28 de maio de 2021

A Elera Renováveis, do grupo canadense Brookfield Asset Management, e a brasileira LIASA, uma das maiores produtoras mundiais de silício metálico, se associaram para a construção de uma parte do Complexo de energia solar fotovoltaica Janaúba, na região Norte do Estado de Minas Gerais.

O contrato assinado em regime de autoprodução e duração de 20 anos, estabelece a montagem de dois parques que vão somar 120 MWp de capacidade instalada. O complexo Janaúba é um dos maiores em construção na América Latina, com 1,2 GWp de potência total, dos quais cerca de 1 GWp já foram negociados no mercado livre de energia.

Com investimentos estimados em R$ 300 milhões, as obras foram iniciadas em dezembro de 2020. A operação comercial da primeira fase está prevista para o segundo semestre de 2022.

O silício produzido no Brasil é considerado o mais ‘verde’ produzido no mundo, pois a matriz elétrica brasileira já possui uma grande contribuição de fontes renováveis. Entretanto, se tornar uma produtora de silício com fonte de energia elétrica 100% renovável, é um diferencial para a LIASA. Além disso, a questão de custo também é levada em conta, uma vez que o silício é uma commodity. Neste sentido, o contrato com a Elera também colabora.

O Complexo Janaúba ocupa área de 3 mil hectares onde já trabalham 525 profissionais, com estimativa de criação de mais 1.075 vagas no pico dos trabalhos. Há negociações avançadas com outros clientes e a expectativa é de fechar ao menos mais dois negócios de autoprodução nos próximos meses.

 As chuvas escassas nas principais bacias hidrográficas do país levaram o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) a determinar a flexibilização das restrições hídricas. Um dos pontos de atenção é a bacia do rio Paraná, estão as usinas Itaipu, Jupiá, Ilha Solteira e Porto Primavera, o ONS alertou para a possibilidade de não garantir o atendimento e as restrições de vazões mínimas.

Além de questões energéticas, o intuito é garantir a preservação do uso da água, ao longo do período seco de 2021. No último 26/05, o nível de armazenamento dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste era de 32,4% (o menor percentual dos quatro submercados).

Para que as flexibilizações sejam concedidas pela Agência Nacional de Águas (ANA), o Sistema Nacional de Meteorologia (SNM) emitiu alerta de emergência hídrica. O alerta valerá entre junho e setembro. A avaliação é de que na bacia do rio Paraná a situação está entre moderado a extremo.

Até o momento, o governo vem mantendo as termelétricas em geração fora da ordem de mérito, não se refletindo no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), mas onerando os Encargos de Serviço do Sistema (ESS). A situação se torna ainda mais dramática pois um brasileiro comum, que não acompanha o setor elétrico, vê chuvas volumosas em algumas partes do país, como no Norte.

O que pode atenuar um pouco o cenário é o alto volume hídrico no Norte, que permite exportação da energia de Belo Monte, Santo Antônio e Jirau para o restante do país. Também pode contribuir os recordes de geração solar e eólica. Em 26/05, as eólicas geraram 10.612 MW, às 08:59 horas.

As regulações estaduais são parte fundamental do Novo Mercado de Gás e alguns estados vêm adaptando suas regras às diretrizes da Lei do Gás. Mas, precisam evoluir a necessidade de harmonizar regras para o desenvolvimento do setor.

Ainda há disparidades a serem resolvidas. Para migração para o mercado livre de gás, catorze estados consideram o consumo enquanto quatro usam o segmento. Em alguns estados, a exigência se baseia no consumo diário, enquanto em outros, é o consumo mensal. Amazonas prevê a formação de condomínios de clientes livres. Pernambuco já prevê a flexibilização das regras de migração, de acordo com a expansão de ofertantes.

Em dez estados, a regulação permite o cliente parcialmente livre. Outros não deixam claro se é ou não possível. Há estados que exigem tempo mínimo de permanência no mercado livre, que variam de um a cinco anos, enquanto outros não criam essa exigência.

Quanto ao tempo para comunicar a migração ou a desistência, os prazos variam de dois a 12 meses. Apenas três estados estabelecem prazos para os clientes desistirem da migração sem custos. Em relação ao retorno para o mercado cativo, 11 estados preveem que dependerá da disponibilidade de gás por parte da concessionária estadual, e sete preveem prazos mínimos de retorno, que variam de 3 meses a dois anos.

Para as distribuidoras, é preciso saber como se dará o desmembramento das atividades de comercialização e distribuição e o reenquadramento tributário; como será o relacionamento com o comercializador; mais precisão na descontratação de gás com a migração para o mercado livre.

Em outubro de 2020 o Supremo Tribunal Federal declarou inconstitucional a metodologia, adotada pelo Estado de São Paulo, para recolhimento do ICMS incidente sobre a energia elétrica negociado no Mercado Livre

A decisão do STF define que as distribuidoras de energia elétrica não podem recolher o ICMS devido pelos consumidores do mercado livre. Como consequência, o mecanismo da DEVEC – Declaração do Valor de Aquisição da Energia Elétrica em Ambiente de Contratação Livre não poderá mais ser mais utilizada.

Para adequar-se à determinação do STF, foi publicado o Decreto Estadual 65.823 de 25/06/21, que estabeleceu novas regras para recolhimento do ICMS sobre energia no mercado livre, que resumidamente, prevê o seguinte:

       i.           No caso do vendedor – comercializador ou gerador – for situado no Estado de São Paulo, a responsabilidade do recolhimento do ICMS será do Vendedor;

      ii.           No caso do vendedor – comercializador ou gerador – for situado fora do Estado de São Paulo, a responsabilidade do recolhimento do ICMS será do consumidor livre ou especial;

As novas regras valem para todas as operações no mercado livre a partir de 01/09/2021, incluindo também as operações de cessão de montantes entre consumidores livres.

Para melhor entender as novas medidas adotadas pela Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo, recomendamos:

·          Acompanhar a publicação de novas instruções pela Secretaria da Fazenda para o recolhimento do ICMS referente a agosto/21; e

·          Solicitar avaliação das áreas Financeira e Tributária de sua empresa acerca dos detalhes contidos no Decreto 65.823 de 25/06/2021;

·          Os condomínios avaliem os critérios estabelecidos para desenvolver os procedimentos necessários para o recolhimento do imposto, sempre que aplicável;

·          Nos casos em que o vendedor é responsável pelo recolhimento do ICMS, ajustar procedimentos para exigir a apresentação mensal de comprovante do recolhimento do imposto nos prazos estabelecidos. No caso de não recolhimento, o consumidor poderá ser autuado e instado a efetuar o recolhimento, com multas e juros.

Os leilões A-3 e A-4, realizados em 8 de julho, viabilizaram 984,6 MW em projetos. Somados, os investimentos nos empreendimentos chegam a R$ 4 bilhões.

No leilão A-3, o Grupo Havan viabilizou as PCHs Cachoeira Cinco Veados (16,2 MW), com investimentos de R$ 96 milhões e Rincão São Miguel (9,7 MW), investimentos de R$ 75,6 milhões, no no Rio Grande do Sul. A PCH Tio Hugo (9,2 MW) é de propriedade da Coprel, que vai investir R$ 71 milhões.

Na fonte eólica, a Elawan vai desenvolver a EOL Passagem (52 MW), no Rio Grande do Norte, com investimentos de R$ 220,9 milhões. Já na fonte solar, a Eólica Tecnologia com a dinamarquesa European Energy, vendeu as UFVs Boa Hora 4, 5 e 6, cada uma com 3,1 MW de potência e investimentos de R$ 330 milhões. A Rio Alto, com as usinas Santa Luzia V e VII, na Paraíba, com 100 MW de potência e investimentos de R$ 2,8 bilhões.

As usinas de biomassa viabilizaram UTE Destilaria Melhoramentos (PR – 21,1 MW) e recursos de R$ 63,9 milhões e a Barra Grande 2 (SP – . 70 MW), da Zilor, com R$ 250 milhões.

No leilão A-4, a Ceriluz com a Coprel venderam a PCH Linha Onze Oeste (RS – 15,5 MW) e vai gastar R$ 122,7 milhões. Na fonte eólica e solar, a Elawan e a Rio Alto emplacaram as UFVS Santa luzia IX e VII, que vão custar cada uma R$ 144,6 milhões.

Na biomassa, a UTE Codora (GO- 10 MW), do grupo Albioma, demandará investimentos de R$ 94,7 milhões; a UTE Laguna (MS – 21,2 MW) R$ 31,7 milhões e Bazan (SP – 61,3 MW) 170,3 milhões.

A Petrobrás vendeu os 37,5% que ainda detinha na empresa por meio de uma oferta de ações na B3. A operação movimentou R$ 11,36 bilhões, maior deste ano. A oferta encerra um processo de venda das ações da BR que começou há cerca de quatro anos. A privatização de fato da empresa ocorreu em 2019, quando a petroleira deixou o controle do negócio.

A negociação teve importante participação de investidores estrangeiros. A ação da BR Distribuidora foi fixada em R$ 26,00. Ao preço estabelecido, a demanda dos investidores superou a oferta em cerca de 100%.

Agora com o capital completamente pulverizado na Bolsa brasileira e sem a presença de um sócio do setor público, a expectativa do mercado está em torno dos ganhos com a nova gestão da BR Distribuidora, que está sob o comando de Wilson Ferreira Júnior, que assumiu o leme em março, depois de deixar a Eletrobras.

A BR Distribuidora possui cerca de 8 mil postos de serviços e 1,1 mil lojas de conveniência da marca BR Mania. No processo de transição energética, a expectativa é de que a companhia passe a atuar em outros mercados, como comercialização de energia elétrica, gás natural e etanol.

O ONS registrou mais um recorde de geração de energia eólica média e instantânea no Nordeste. Na última sexta-feira, 2 de julho, os ventos alcançaram, às 22h45, atingindo 11.354 MW, montante suficiente para abastecer 97,1% de toda a região Nordeste.

A geração média atingiu a marca de 9.707 MW médios, capaz de atender a 91,9% da demanda da região no dia. O último recorde foi registrado no dia 28 de junho, quando a geração instantânea foi de 10.856 MW. Já o recorde anterior de geração média foi registrado em 8 de abril, quando foram produzidos 9.257 MW médios.

De acordo com dados de julho, a energia eólica hoje representa 10,7% da matriz elétrica brasileira e a expectativa é que chegue ao fim de 2025 atingindo 13,2%. Segundo dados da Aneel, a fonte eólica responde por pouco mais de 10% da energia produzida no Brasil.

A expectativa é que a fonte continue quebrando recordes e chegue ao seu melhor momento nos meses de setembro e outubro.

Em comunicado ao mercado, a Energisa informou que o Itaú Unibanco adquiriu 26.293.453 units emitidas pela empresa, atingindo de forma agregada o mesmo número de ações ordinárias (3,47% do capital na espécie) e de 105.173.812 ações preferenciais (9,93% do capital), passando a deter 7,24% do capital social total da companhia.

O banco declarou que o aumento na participação acionária não tem o objetivo de alterar a composição do controle ou a estrutura administrativa da sociedade.

A demanda global por gás natural deve crescer 3,6% este ano, aponta relatório trimestral da Agência Internacional de Energia (IEA). O principal fator é o clima, mais frio e seco. A agência antecipa uma taxa de crescimento entre 2022 e 2024 de 1,7% ao ano.

Este crescimento ainda pode ser alto para atingir a trajetória de emissões líquidas zero, o que requer maiores taxas de substituição e ganhos de eficiência – especialmente em mercados maduros, onde a maior parte do potencial de mudança do carvão e do petróleo para o gás já foi realizado.

O leilão de energia nova A-4 contratou 84,3 MW médios no certame. Foram três projetos a biomassa com 92,5 MW de potência instalada e venda de 17,6 MW médios. Duas usinas solares com 100 MW de potência – 16 MW médios, 10 projetos eólicos com 167,8 MW e 30,8 MW médios e mais duas PCHs e uma UHE com 77 MW e 19,9 MW médios.

O maior desconto médio foi para a biomassa com 32,9% com preço a R$ 196,01. As usinas solares ofereceram deságio de 31,2%% ao preço médio de R$ 136,31. As usinas eólicas tiveram 23,9% de redução, atingindo R$ 150,70/MWh. As hidráulicas ofereceram deságio de 29%% e preço médio de R$ 207,22. O deságio médio do certame ficou em 28,82%.

O investimento previsto está na casa de R$ 1,8 bilhão.

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) recomendou novas medidas para a garantia do fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional (SIN) e manteve o alerta de atenção em relação à crise hídrica.

As afluências permanecem inferiores aos valores médios históricos, com os piores montantes verificados em 91 anos de histórico. Com base nos estudos do ONS, foram recomendadas novas flexibilizações das restrições hidráulicas para as usinas Jupiá, Porto Primavera, Ilha Solteira e Três Irmãos. Permanece também a autorização para o despacho de geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação de energia da Argentina ou do Uruguai.

A Aneel apresentou proposta de campanha de conscientização do uso eficiente da energia elétrica. O objetivo é sensibilizar a população, apresentando orientações sobre as condições de geração de energia elétrica e a necessidade de evitar desperdícios. A campanha será realizada distribuidoras no segundo semestre de 2021.

Foi mencionada a expansão da capacidade de geração e de transmissão de energia elétrica do país no primeiro semestre de 2021: 1.815 MW de capacidade instalada de geração, 3.508 km de linhas de transmissão e 11.701 MVA de capacidade de transformação.

O novo Boletim da Climatempo de
junho tem o título “Qual o papel da Oscilação de Madden-Julian (OMJ)no cenário de crise hídrica?” e sua influência nos reservatórios do país.

A OMJ se caracteriza por um centro de convecção profunda, constituído por nuvens cumulus de diversos tamanhos. Esse centro convectivo se propaga, em geral, a partir do Oceano Índico em direção ao Pacífico Oeste, com velocidade de aproximadamente 5 m/s e período entre 30 e 60 dias.

O boletim aponta que na América do Sul, em especial sobre o Brasil, a OMJ provoca um padrão de “gangorra” de anomalias de precipitação entre a região de atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) e o Sudeste da América do Sul (SESA). Esse padrão afeta a geração de energia pelas hidrelétricas no Brasil.

A maioria das bacias hidrográficas importantes do ponto de vista da geração de energia são afetadas por esses dois centros do dipolo da OMJ. Como exemplo, a Climatempo cita o caso da porção sul da Bacia do Paraná que é afetada pelo centro de ação da OMJ sobre o Sul do Brasil, enquanto sua porção norte recebe um efeito defasado da ação da OMJ sobre os rios da região Sudeste. Tudo isso confere uma dificuldade adicional na previsão de chuva na escala de 15 a 60 dias para a Bacia do Paraná.

A operação dos reservatórios nesta crise hídrica será fundamental para o atendimento da demanda este ano e até para 2022. Isso porque o nível de armazenamento é decisivo para que as usinas possam ter a chamada queda aproveitável que atribui a potência das centrais de geração. Por esse motivo uma gestão com medidas excepcionais como a estabelecida pela MP 1055 é importante para o enfrentamento da escassez atual.

Tomando como base a Nota Técnica emitida pelo ONS no final de maio, a confiabilidade energética ainda é boa. É mais difícil fazer um prognóstico sobre o atendimento do horário de ponta, que dependerá dos efeitos da retomada da economia sobre a demanda máxima e do funcionamento de equipamentos de geração em condições extremas.

Uma crítica feita é quanto à não consideração das mudanças climáticas para o planejamento. Tanto é assim que, na bacia do Paraná, já há sinalização nos últimos 20 anos de que o regime de chuvas mudou, as secas estão mais longas e severas. Mesmo com as afirmações de que este é o pior momento de vazões do histórico de 91 anos, já teria dado tempo para adotar medidas no sentido de mitigar os efeitos sem atuar por meio de um cenário de exceção.

Jerson Kelman destacou que a Lei 9984/2000 atribui responsabilidade conjunta à ANA e ao ONS para decidir sobre as regras operativas das usinas hidroelétricas. Cabe à ANA examinar as consequências de cada possível decisão sobre outros usuários da água, que não as próprias usinas, na escala da bacia hidrográfica. Ao ONS a responsabilidade é avaliar as consequências sobre os consumidores de energia elétrica, em termos de confiabilidade e custo, na escala do país.

É preciso que os modelos matemáticos utilizados pelo ONS capturem esses compromissos para evitar que se conte com recursos que na hora em que serem necessários não estarão disponíveis.

 O leilão de energia nova A-3 contratou 99 MW médios. Foram 2 projetos a biomassa com 91,4 MW de potência instalada e venda de 23,6 MW médios; cinco usinas solares com 169,3 MW de potência – 21,4 MW médios; 22 projetos eólicos com 251,7 MW e 39 MW médios e mais três PCHs com 35,25 MW e 15 MW médios de energia.

O maior desconto médio foi das usinas a biomassa com 39,5% com preço de R$ 176,62. As usinas solares ofereceram deságio de 36,6%, com preço médio de R$ 125,53. As usinas eólicas tiveram 30% de redução, atingindo R$ 148,58/MWh. As PCH´s ofereceram 24,9% de deságio, com preço médio de R$ 219,31.O deságio médio do certame ficou em 30,83%.

A garantia física adicionada ao sistema é de 216,25 MW médios. O investimento previsto é da ordem de R$ 2,2 bilhões.

Um relatório da Agência Internacional de Energia (AIE) prevê um aumento de 5% na demanda de eletricidade em 2021, com quase metade do aumento atendido por combustíveis fósseis, principalmente carvão, o que deve empurrar as emissões de CO2 do setor de energia para níveis recordes em 2022. A maior parte do aumento na demanda de eletricidade deverá vir da região Ásia-Pacífico, principalmente China e Índia.

A geração de eletricidade baseada em combustíveis fósseis deve cobrir 45% da demanda adicional em 2021 e 40% em 2022, com a energia nuclear respondendo pelo restante. Como resultado, as emissões de CO2 do setor elétrico – que caíram em 2019 e 2020 – devem aumentar 3,5% em 2021 e 2,5% em 2022.

“A energia renovável está crescendo em muitas partes do mundo, mas ainda não está onde precisa estar para nos colocar no caminho para atingir emissões líquidas zero até meados do século”, disse Keisuke Sadamori, Diretor da AIE Mercados de energia e segurança. “À medida que a economia se recupera após a pandemia, vimos um aumento na geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis. Para mudar para uma trajetória sustentável, precisamos intensificar o investimento em tecnologias de energia limpa. ”

https://www.canalenergia.com.br/noticias/53180607/demanda-global-de-eletricidade-esta-crescendo-mais-rapido-do-que-as-renovaveis

As fontes renováveis – energia eólica e energia fotovoltaica, seguem batendo recordes de geração de energia elétrica na região Nordeste. As usinas eólicas registraram, no último dia 21 de julho, o recorde de geração média do mês, atingindo a marca de 11.094MW médios, capaz de atender a 99,9% da demanda da região no dia.

O último recorde do tipo havia sido em 12 de julho, quando a produção média da fonte atingiu 10.873 MW médios. Segundo o ONS, a energia a partir dos ventos representa 10,7% da matriz elétrica nacional e a expectativa é que chegue ao fim do ano com 11,2%.

Já as usinas fotovoltaicas registraram, no último dia 19 de julho, novo recorde de geração. A geração instantânea alcançou 2.211 MW, às 12h14. De acordo com o ONS, o último recorde do tipo foi registrado no dia 28 de junho, quando a fonte atingiu 1.873 MW, às 12h25. Atualmente, a energia solar representa 1,9% da matriz elétrica brasileira, com expectativa de atingir 2,6% até o fim do ano.

A CPFL foi a vencedora do leilão que privatizou a CEEE-T, transmissora do Grupo CEEE, que ocorreu no último dia 16 de julho. O lance vencedor foi de R$ 2,67 bilhões, com ágio de 57,13% sobre o preço mínimo de R$ 1,7 bilhão. 

Participaram do Leilão outras seis empresas, além da CPFL. Na primeira fase do leilão, foram classificadas as empresas CPFL, Companhia Técnica de Comercialização de Energia, da Energisa, e a MEZ Energia, que passaram para a segunda etapa em que os lances foram apresentados em viva voz.

Agora o próximo passo é o de privatizar os ativos de geração de energia da companhia para que o Estado do Rio Grande do Sul deixe totalmente a atividade de energia.

A CEEE-T que possui 56 subestações, que somam potência instalada própria de 10,5 mil MVA, e opera outras 18 unidades. A empresa também é responsável pela operação e manutenção de 6 mil km de linhas de transmissão e mais de 15,7 mil estruturas. A rede da empresa está espalhada por todo o estado.

A CEEE-T tem a oitava maior em RAP do país no valor de R$ 868 milhões. O patrimônio líquido em 30 de junho de 2020, era de cerca de R$ 2 bilhões.

Os consumidores de energia receberão uma devolução de 2,6 bilhões de reais referentes aos contratos de energia de reserva, devido a um superávit na conta que remunera o serviço. Esse recurso será repassado pela CCEE.

A previsão é que R$ 264 milhões sejam repassados na contabilização de julho, R$ 1,1 bilhão de na contabilização de agosto e R$ 1,2 bilhão na contabilização de setembro. Os valores a serem destinados a cada consumidor será proporcional ao seu consumo e devem ser da ordem de R$ 5/MWh na liquidação de julho e cerca de R$ 20/MWh nas liquidações de agosto e setembro.

Segundo a CCEE, dois fatores foram fundamentais para o superávit da Conta de Energia de Reserva: o valor do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que vem sendo superior ao preço dos contratos e o volume de geração das usinas.

Essa receita permitirá aliviar as despesas dos consumidores com os encargos de serviço do sistema, que vem sendo cobrados mensalmente em razão das despesas com usinas termelétricas decorrentes da crise hídrica que o pais enfrenta.

Além do risco de racionamento de energia, o governo federal terá de lidar com a pressão nas contas de luz em 2022. Cálculos preliminares da Aneel indicam que as tarifas de energia podem subir, em média, 16,7% no ano que vem, principalmente por causa da crise hídrica que o País enfrenta atualmente.

Diversos fatores devem contribuir para a alta nas tarifas. Os valores pagos pelos consumidores por meio das bandeiras tarifárias não serão suficientes para fazer frente aos custos com o uso de usinas térmicas. A previsão é de que a chamada Conta Bandeiras feche o ano com deficit de R$ 8 bilhões, que serão repassados nas tarifas do próximo ano.

Pesam também os custos das medidas pare reduzir o risco de racionamento, que somariam entre R$ 2,4 bilhões e R$ 4,3 bilhões. A alta do dólar, que impacta o valor da energia da Itaipu Binacional, e o reajuste de contratos antigos de 17 distribuidoras atrelados ao IGP-M também devem pressionar as tarifas. De julho de 2020 a junho de 2021, o indicador subiu 35,75%.

A agência reguladora já analisa medidas para mitigar os impactos nas tarifas no ano que vem. A meta é buscar reajustes tarifários inferiores a dois dígitos. Estão em estudo diversas medidas, entre elas antecipar para 2022 o aporte de recursos da privatização da Eletrobras para reduzir os encargos pagos pelos consumidores, que somariam R$ 5 bilhões, e postergar novamente o pagamento da parcela de remuneração das distribuidoras.

 A ANEEL anunciou em 31 de agosto a criação da Bandeira Escassez Hídrica que estará em vigência a partir de 01 de setembro até 30 abril de 2022, com o valor de R$ 142,00/MWh.

A nova bandeira é aplicável a todos os consumidores cativos com exceção dos localizados em Roraima que ainda permanece como Sistema Isolado. Para os consumidores beneficiários da Tarifa Social de Energia Elétrica continuará a ser aplicada a Tarifa Vermelha Patamar 2, com os descontos normas regulados.

A ANEEL justifica a necessidade dessa nova bandeira, nesta condição de escassez de chuvas, pela necessidade despacho de usinas térmicas com valor muito elevado além da energia importada também de alto valor. Com o custo de geração mail elevado a conta bandeiras apresenta um déficit da ordem de R$ 5 bilhões.

Ainda segundo a ANEEL o novo valor de bandeira provocará um aumento de 6,78% na tarifa dos consumidores regulados.

A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética – CREG divulgou em 31 de agosto o Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica que estabelece um bônus de R$ 0,50 para cada kWh no consumo mensal de energia elétrica dos consumidores cativos do Grupo A e do Grupo B. Num primeiro estágio o Programa vai valer para os meses de setembro a dezembro de 2021.

 No Grupo B se aplica às classes de consumo residencial, industrial, comércio, serviços e outras atividades, rural e serviço público. No Grupo A o programa não se aplica às unidades pertencentes à classe de consumo poder público, iluminação pública e consumo próprio. O Programa também não se aplica às unidades que integram sistemas de Geração Distribuída

 A base para apuração da redução é o histórico de consumo de cada unidade consumidora de setembro a dezembro de 2020. O valor de R$ 0,50 será aplicado para cada kWh reduzido desde que a redução no mês seja superior a 10% e a aplicação estará limitada à redução de 20%.

 A meta de consumo de cada unidade será informada pelas distribuidoras. O bônus apurado será informado na fatura dos consumidores ao final do estágio previsto (setembro a dezembro de 2021) e creditado na fatura subsequente; as apurações parciais realizadas durante a execução do Programa serão informadas aos consumidores.

 O MME trabalha com uma meta de redução de 15% correspondentes a uma estimativa de 914 MWmédios, 1,14% da carga do Sistema Interligado. dos consumidores do mercado regulado nos próximos três meses, a um custo mensal de R$ 340 milhões. Esse é o valor do incentivo a ser pago na forma de bônus na fatura pela economia de energia elétrica entre setembro e dezembro de 2021.

Os custos tanto desse Programa quanto da Redução Voluntária de Demanda destinado aos consumidores livres serão pagos por todos os consumidores através do Encargo dos Serviços do Sistema – ESS.

A AES Brasil e a BRF fecharam a formação de uma joint venture para construção do Complexo Eólico Cajuína, com investimento em um parque de 160 MW de capacidade e 92 MW médios de energia assegurada. O investimento estimado de aproximadamente R$ 825 milhões.

O fornecimento de energia para a BRF será de 80 MW médios por meio de um contrato com prazo de 15 anos a ser firmado entre a joint venture e a produtora de alimentos. O início de vigência é 2024. As obras deverão ser iniciadas já no último trimestre deste ano e contará com máquinas da Nordex Acciona na plataforma de 5 MW cada unidade.

Esse é o terceiro contrato referente ao cluster de Cajuína, o primeiro na modalidade de joint venture, os demais são PPAs com a Ferbasa e Minas Ligas anunciados no início do ano e que somados já representam a viabilização de 400 MW naquela região. Já havia um contrato nesse modelo de autoprodução, com a Unipar, além de outro PPA com a Anglo American.

A Vivo inaugurou em Quissamã (RJ) duas novas usinas de geração distribuída de fonte solar fotovoltaica, que contam com 4,8 mil painéis solares, em área de 10 hectares e capacidade de 2 MW. As usinas atenderão as lojas, estações rádio base e escritórios da empresa no Rio de Janeiro.

Com estas, já são três plantas em GD inauguradas no estado. A primeira, de biogás, iniciou a operação em 2020, em São Pedro da Aldeia. Nos próximos meses, serão construídas mais 8 plantas geradoras, sendo cinco de fonte solar, duas de biogás e uma de fonte hídrica, nas cidades de Campos dos Goytacazes, Paracambi, Itaguaí, Miguel Pereira e Mombaça. As unidades em Quissamã geraram 90 empregos durante a construção. Já na fase de operação serão 12 postos de trabalho.

Os empreendimentos integram o projeto de geração distribuída da Vivo que prevê a expansão do modelo com fontes renováveis de origem solar, hídrica e de biogás para todo o Brasil. A iniciativa contará com a instalação de 83 centrais em todas as regiões do País, operando em 25 estados, além do Distrito Federal. Com as inaugurações em Quissamã, já são 19 em funcionamento e o restante deve estar operacional até meados de 2022. A iniciativa em GD da Vivo, como um todo, responderá por 89% do seu consumo em baixa tensão, atendendo mais de 30 mil unidades da empresa.

O governo pretende fazer uma contratação simplificada de energia e de reserva de capacidade para enfrentar a crise hídrica em processos mais simplificados para entrar em operação em 2022 até 2025.

A realização de processo simplificado para contratação de reserva de capacidade foi autorizada por meio da Medida Provisória 1.055. O texto não diz como deve ser feita a contratação. É medida complementar às diversas outras ações que já vem sendo adotadas desde outubro de 2020, a fim de garantir a segurança do suprimento eletroenergético no País.

Na prática, as usinas ficarão disponíveis para atender a demanda de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN). Os custos dessa contratação, incluindo administrativos e financeiros e encargos tributários, serão rateados entre todos os usuários de energia do sistema elétrico, incluindo os consumidores que atuam no chamado mercado livre e alguns autoprodutores.

O decreto que regulamenta a nova legislação prevê que podem participar das disputas usinas termelétricas e hidrelétricas. A recomendação do CMSE indica a contratação das usinas em locais onde a escassez de água é mais grave neste momento, o que deve favorecer a participação de usinas térmicas nos processos simplificados.

As mudanças climáticas são uma realidade ao redor do mundo e têm levado à escassez de eletricidade e a tarifas cada vez mais elevadas. Invernos cada vez mais frios e verões com temperaturas recordes, além de furacões que isolam regiões e derrubam linhas de transmissão. Isso tem trazido impactos e dificuldades na transição energética.

A Califórnia está adicionando várias usinas movidas a gás natural para não ficar refém de energias intermitentes que têm causado inúmeros blecautes ao longo dos últimos meses de 2021. O Chile vem enfrentando problemas similares. Para enfrentar a seca que assola o país, foi publicado decreto com um conjunto de medidas preventivas para evitar o racionamento de energia elétrica. As medidas vigorarão até 31 de março de 2022.

No Brasil, estamos vivendo a pior escassez de água dos últimos 91 anos. Nos últimos 20 anos a nossa matriz elétrica focou nas chamadas energias intermitentes, pois o crescimento da oferta foi baseado na expansão da eólica, da solar e das hídricas a fio d’água.

Os países pressionados por mais energias limpas estão aumentando o uso do carvão na geração de energia pois a retomada do crescimento econômico traz aumento do consumo de energia com confiabilidade e segurança. No médio prazo, o planejamento precisa priorizar a segurança energética por meio de térmicas a gás e nuclear, preferencialmente próximas aos centros de carga.

No longo prazo, o setor elétrico precisa de um balanço entre as fontes sazonais e intermitentes com fontes de geração constante e próximas aos centros consumidores, garantindo, assim, a segurança no sistema e o cuidado com o meio ambiente.

Pelo Decreto Estadual n
o 65.967 de 30/08/2021 a SEFAZ-SP adiou o início das novas disposições de recolhimento do ICMS incidente sobre a compra e venda de energia elétrica no Mercado Livre no Estado de São Paulo para 1º de janeiro de 2022.

 O novo decreto manteve as regras e alterou apenas a data de vigência do Decreto n
o 65.823 de 25/06/2021 que estabeleceu o fim da substituição tributária em cumprimento a decisão do Supremo Tribunal Federal – STF.

 Esclarece a SEFAZ que a DEVEC referente ao consumo de energia elétrica do mês de dezembro de 2021, ainda sob as regras anteriores, deverá ser encaminhada até 14 de janeiro de 2022.

  A partir do consumo de janeiro/2022, a responsabilidade pelo lançamento do ICMS incidente sobre a energia elétrica comprada no Mercado Livre será:

        i.           
do vendedor, comercializador ou gerador, se for situado no Estado de São Paulo; ou

      ii.           do consumidor livre ou especial se o vendedor, comercializador ou gerador, estiver situado fora do Estado de São Paulo.

O ONS registrou em 26/08 às 11h57, novo recorde de geração solar instantânea de 2.336 MW, montante suficiente para atender a 20,5% da demanda da região naquele minuto.

O percentual indica um crescimento de 5,6% em comparação ao último recorde, registrado em 19/07, quando atingiu 2.211 MW de geração instantânea. A energia solar representa 2% da matriz, com expectativa de atingir 2,7% até o fim do ano.

A ANEEL abriu consulta pública com a proposta de edital do leilão para a contratação de reserva de capacidade de usinas termelétricas novas e existentes. O certame está previsto para 21 de dezembro.

O edital ficará em consulta entre 29 de setembro e 19 de outubro. O montante total a ser contratado será definido pelo Ministério de Minas e Energia, com base em estudos da EPE.

O certame vai ofertar dois produtos. O primeiro é energia é destinado a empreendimentos novos, duração de 15 anos e inicio de suprimento em janeiro de 2027. Poderão fazer ofertas nesse leilão consumidores do mercado livre, comercializadores e outros geradores.

O produto potência pode ser negociado por projetos novos ou existentes, terão a mesma duração, já o início de entrega é previsto para julho de 2026.

Um dos critérios de classificação dos projetos é a capacidade remanescente de escoamento de geração no Sistema Interligado Nacional.

O leilão tem como novidade a compra de energia por consumidores livres, autoprodutores, comercializadores, agentes varejistas e geradores, além da contratação de energia por quantidade para o mercado regulado.

A Petrobras assinou, no último 28 de setembro, o contrato de arrendamento do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TR-BA) à empresa Excelerate Energy Comercializadora de Gás Natural (Excelerate). O valor é de aproximadamente R$ 102 milhões, com vigência até dezembro de 2023, além dos demais contratos acessórios associados ao processo.

A iniciativa é um passo para o processo de abertura e aumento da competitividade do segmento de gás natural no Brasil e está prevista no Termo de Compromisso de Cessação (TCC) firmado com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).

Com a conclusão do negócio, a Excelerate está transferindo as licenças e autorizações necessárias para a operação de um novo navio regaseificador no TR-BA. Tão logo a nova empresa esteja apta a operar, a petroleira deslocará o seu navio regaseificador que se encontra no TR-BA para o Terminal de GNL de Pecém (CE).

O barril de petróleo Brent foi negociado acima de US$ 80 o barril, em mais uma evidência de que a demanda supera a oferta e esgota os estoques. A cotação internacional atingiu o maior nível desde outubro de 2018. O barril de petróleo West Texas Intermediate também subiu.

Os bancos e operadores especializados prevê que os preços devem continuar em alta decorrentes da previsão do aumento da demanda do hemisfério norte no próximo inverno. O salto para US$ 80 aumenta a pressão inflacionária sobre a economia global quando os preços das commodities de energia disparam. O gás natural europeu alcançou novas máximas na terça-feira, com poucos sinais de desaceleração.

Os mercados de petróleo estão se acelerando à medida que o persistente déficit de oferta reduz os estoques para o nível mais baixo em décadas. Grande parte do cenário para o resto do ano deve depender da intensidade do inverno no hemisfério norte. Analistas e consultores publicaram uma série de estimativas de quanto a demanda poderia ser impulsionada pelo aumento dos custos do gás e baixas temperaturas.

Os valores futuros também sobem. O WTI para entrega em 2022 é negociado perto de US$ 71 o barril. Os ganhos dos preços futuros, em teoria, tornam mais atraente para produtores nos EUA fixarem os volumes de produção, mas o crescimento tem sido limitado este ano, uma vez que investidores pressionam por retornos aos acionistas em vez de oferta mais elevada.

 O Reino Unido e a Noruega agora podem compartilhar energia renovável o início de operação da interconexão submarina mais longo do mundo.

Em 1º de outubro, a North Sea Link (NSL), joint venture entre a National Grid, do Reino Unido, e a Statenett, da Noruega, iniciou a operação comercial da interconexão submarina mais longa do mundo. São 725 km conectando Blyth, no Reino Unido, com Kvilldal, na Noruega.

A NSL levou seis anos para ser construída. A instalação dos cabos submarinos começou em 2018 e os cabos foram fornecidos pela Prysmian e pela Nexans, com investimentos que somaram EU$ 1,6 bilhões.

A geração de energia norueguesa é proveniente de usinas hidrelétricas conectadas a grandes reservatórios, que podem responder mais rapidamente às flutuações na demanda em comparação com outras tecnologias de geração importantes. No entanto, como o nível da água nos reservatórios está sujeito às condições climáticas, a produção varia ao longo das estações e dos anos.

Quando a geração eólica é alta e a demanda de eletricidade baixa na Grã-Bretanha, a NSL permitirá que energia renovável seja exportada do Reino Unido, conservando água nos reservatórios da Noruega. Quando a demanda é alta na Grã-Bretanha e há pouca geração de vento, a energia hidrelétrica pode ser importada da Noruega, ajudando a garantir o fornecimento de eletricidade seguro para os consumidores do Reino Unido.

Em 21 de dezembro de 2021 será realizado leilão para contratação de energia elétrica. Como novidade, nesse certame será admitida a possibilidade de consumidores e autoprodutores participarem e comprarem energia diretamente dos geradores.

Serão negociados dois produtos:

Produto energia: onde os consumidores poderão contratar volume de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração;

Produto Potência: no qual será contratada disponibilidade de potência, a partir de empreendimentos novos, com característica de flexibilidade operacional.

Os vencedores firmarão contratos com prazo de suprimento de 15 anos:

Contrato de Reserva de Capacidade para Potência – CRCAP, com início de suprimento em 1o de julho de 2026;

Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, a ser celebrado com as concessionárias de distribuição com início de suprimento em 1o de janeiro de 2027;

Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Livre – CCEAL, a ser celebrado com os consumidores livres, autoprodutores, comercializadores de energia e geradores, com início de suprimento em 1o de janeiro de 2027.

A negociação do Produto Energia está condicionada à existência de demanda de energia (declaração de necessidade de compra) que poderá ser realizada pelas distribuidoras de energia, consumidores livres, autoprodutores, comercializadores
de energia e pelos geradores.

O edital de leilão com regras e procedimentos de participação é objeto da Consulta Pública no 063/2021 da ANEEL, com contribuições previstas até 19 de outubro próximo.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informou que deverá ocorrer devolução de valores arrecadados a maior do Encargo de Energia de Reserva – EER. As devoluções correspondem a valores de aproximadamente R$ 20/MWh que serão creditados nas contabilizações dos consumidores dos meses de novembro e dezembro/21.

O que é a Energia de Reserva

A Energia de Reserva tem por objetivo elevar a segurança de fornecimento de energia pelo Sistema Interligado Nacional (SIN). É gerada por usinas contratadas através de Leilões específicos organizados e conduzidos pela
ANEEL e CCEE.

Fontes de receita para a Energia de Reserva

A principal fonte de receita para pagamento dos geradores é a venda da energia gerada no mercado de curto prazo, valorada ao PLD – Preço de Liquidação de Diferenças.

As outras fontes de receita são: encargos moratórios decorrentes da inadimplência no pagamento do EER
e os valores referentes ao pagamento de penalidade pelos Agentes Vendedores de Energia de Reserva.

Se a receita auferida com a venda de energia e com outras fontes não é suficiente para pagamento dos geradores, a CCEE
efetua cobrança do valor complementar através do Encargo de Energia de Reserva. Essa situação ocorre quando o valor do
PLD é inferior ao preço de venda de energia de reserva.

Quando o PLD é maior que o preço de energia de reserva, o montante arrecadado em excesso é mantido na
CONER para pagamento da Energia de Reserva
em meses futuros, ou devolvido aos consumidores como está ocorrendo.

Quem paga o Encargo de Energia de Reserva

Agentes de Distribuição, consumidores livres, consumidores especiais, agentes de geração com perfil de consumo, autoprodutores na parcela de energia adquirida, ou agentes de exportação de energia que sejam agentes da CCEE.

Encargos são cobrados de todos os agentes de consumo do Sistema Interligado, consumidores livres e cativos, para pagar os geradores e importação, que contribuem para garantir a manutenção da confiabilidade, estabilidade e segurança do sistema no atendimento da demanda e da energia de todo o mercado.

Nesse período de escassez hídrica, que há necessidade de despacho de energia gerada por usinas mais caras e importação de energia do Uruguai e Argentina, provocando uma elevação nos valores dos Encargos de Segurança do Sistema (ESS). Com a redução do valor do PLD, há riscos, também, de aumento do Encargo de Energia de Reserva (ERR).

O gráfico a seguir mostra a expectativa dos valores a serem praticados para o ESS nos próximos meses. Notar que estimasse que os valores para pagamento no mês de novembro pode atingir R$ 48/MWh e em dezembro R$ 111/MWh.

 Todos os sinais são de formação de uma crise global no mercado de energia. O problema é grave porque o horizonte atual é de continuidade dos preços altos de combustíveis e gás depois da pandemia da covid-19.

No mundo, os preços dos combustíveis e do gás natural estão em forte alta, com a normalização das atividades. Na Inglaterra, falta combustível nas bombas. Não foi apenas o aumento do calor no Hemisfério Norte no último verão que exigiu mais dos aparelhos de ar-condicionado e do consumo de energia elétrica. A recuperação da pandemia, especialmente na China e nos Estados Unidos, passou a exigir mais energia. Muitas unidades de produção foram paralisadas na Europa para atender às novas exigências ambientais. Nos Estados Unidos, a produção de óleo e gás de xisto vem sendo desestimulada pela nova política empreendida pelo presidente Joe Biden. Aqui no Brasil, as autoridades se viram na contingência de canalizar mais gás natural para a operação das termoelétricas, para compensar, nesta crise hídrica, a redução da geração de energia pelas hidrelétricas.

Apagões e racionamentos de energia começaram a se tornar comuns na China, obrigando fábricas a reduzirem a produção, deixando casas temporariamente sem luz e acendendo um grande alerta entre economistas e especialistas do mundo inteiro.

As interrupções no fornecimento de eletricidade e a energia ficando mais cara também está gerando o receio de inflação, tanto dentro quanto fora da China.

A Petrobras, que abastece a maior parte do mercado de gás natural, já avisou as distribuidoras e grandes consumidores com contratos vencendo no final deste ano que na renovação, os preços poderão até dobrar. As demais empresas só abastecem
25% da necessidade do mercado.

Há também riscos da Petrobras não conseguir atender todos os interessados. Segundo a Abegás, a proposta mais vantajosa da estatal prevê o gás a quase US$ 20 por milhão de BTU, o que praticamente dobraria o preço —hoje em US$ 11. As
distribuidoras tentam negociar contratos de até seis anos, com preços entre US$ 10 e US$ 15 por milhão de BTU. Ainda não houve acordo.

Dentre os motivos da alta de preços do combustível no mercado internacional estão o atraso na construção do novo gasoduto na Rússia, aumento da demanda na Ásia, e a perspectiva de inverno rigoroso no Hemisfério Norte. Tradicional fornecedor
brasileiro, a Bolívia não tem mais capacidade de ampliar suas entregas, já travadas no limite de 20 milhões de metros cúbicos por dia.

O Brasil está demandando muito gás para despachar usinas térmicas por conta da escassez hídrica. O problema é real, há uma limitação de oferta global de gás natural. O mercado ainda mantém dependência em relação à Petrobras. Estimativas
do mercado indicam que os novos fornecedores só poderiam atender cerca de 10% da necessidade de abastecimento do mercado.

Consultada, a Petrobras não confirmou se reajustará os novos contratos. Por meio de sua assessoria, a empresa informou que “cumprirá os contratos firmados com os diversos clientes”. “A Companhia está participando de processos de chamadas
públicas das Companhias Distribuidoras Locais considerando a sua disponibilidade de gás”. A companhia explica que houve redução de oferta com restrição de importação da Bolívia em cerca de 10 milhões de m³/dia e o arrendamento do
Terminal de Regaseificação da Bahia (TRBA), além de desinvestimentos em campos de produção”.

O Ministério de Minas e Energia (MME) acredita que será possível incluir a contratação de parques eólicos offshore a partir de 2022 nos leilões de energia, afirmou o ministro Bento Albuquerque, em Glasgow.

A regulamentação das eólicas offshore não está definida. O governo pretende publicar um decreto em dezembro, com a inclusão de leilões para concorrência pelo direito de exploração dos polígonos marítimos. O ministro afirma, contudo, que é possível adotar um regime híbrido. ‘Ainda não está definido’, reforça. A necessidade de leilão para contratação das áreas offshore não é consenso. Está descartado, no momento, criar vantagens econômicas para contratação de eólicas offshore, sejam leilões específicos ou subsídios. Esperamos que a partir do próximo ano, já possamos construir a inserção dessa fonte energética nos nossos leilões de energia’, diz o ministro.

 A última rodada do Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE) das sobras de energia com agentes do mercado livre movimentou 460,9 MW médios, com vigências a partir de janeiro ou julho de 2022. O processo foi realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) na última semana, nos dias 16 e 17 de dezembro.

O certame contou com 31 ofertas de venda e 7.855 propostas de compra. A CCEE também ressaltou que desde dezembro de 2020, é possível a apresentação de múltiplos lances pelos agentes que participam da negociação.



O primeiro leilão de reserva de capacidade, realizado no dia 21/12, disponibilizará 4,6 GW de potência para ser utilizada a partir de 2026, mediante necessidade do ONS. Um impasse junto a parte das usinas vencedoras, porém, pode demandar novas contratações entre as participantes do certame ou até mesmo a realização de um novo leilão.

Ao todo, 17 usinas com potência nominal de 5,1 GW foram contratadas a preço médio de R$ 824,6 mil/MW ao ano, o que representa um deságio de 15,34%. Foram contratadas nove usinas a gás natural, uma usina a bagaço de cana-de-açúcar, cinco usinas a óleo combustível e duas usinas a óleo diesel.

Sete dessas usinas (as movidas a óleo), porém, descumprem portaria de diretrizes do Ministério de Minas e Energia para a realização do certame. O documento estabelecia que poderiam participar apenas aquelas cujo CVU (Custo Variável Unitário) fosse menor que R$ 600/MWh. Decisões judiciais liminares, porém, autorizaram que empreendimento com CVU superior disputassem no certame.

A contratação dessa reserva pelo sistema será custeada por um novo encargo a ser dividido entre consumidores do mercado livre e do mercado regulado. Barral afirmou ainda que a limitação de CVU em R$ 600/MWh para as usinas participantes do certame visa, justamente, diminuir a volatilidade de preços.

Foi promulgada a Lei n
o 14.299 de 05/01/22, que prorrogou a outorga do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda localizado em Santa Catarina, que utiliza carvão mineral para geração de energia. A outorga será prorrogada por 15 anos a partir de 1
o de janeiro de 2025.

A medida faz parte do Programa de Transição Energética, com vistas a promover uma transição energética justa para a região carbonífera do Estado de Santa Catarina, observados os impactos ambientais, econômicos e sociais e a valorização dos recursos energéticos e minerais alinhada à neutralidade de carbono a ser atingida em conformidade com as metas definidas pelo Governo Federal. A energia elétrica será contratada na modalidade energia de reserva.

A partir do suprimento a ser realizado nos termos do Contrato de Energia de Reserva o Complexo Termelétrico Jorge Lacerda
não receberá mais reembolsos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para a aquisição de carvão mineral, reduzindo, assim o orçamento da CDE.

A geração de energia do Complexo será paga através do Encargo de Energia de Reserva – ERR, de acordo com as regras vigentes.

As concessionárias distribuidoras de pequeno porte apresentam tarifas médias mais elevadas que as concessionárias próximas, em decorrência dos custos da distribuição serem rateados para um número menor de consumidores.

A Lei n
o 14.299 de 05/01/22 determinou que as tarifas das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica com mercado próprio anual inferior a 350 GWh não poderão ser superiores às tarifas da concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica de área adjacente e com mercado próprio anual superior a 700 GWh localizada na mesma unidade federativa.

Para ressarcir a distribuidora com mercado inferior a 350 GWh anual no seu reajuste anual ou revisão tarifária a lei cria nova subvenção que será inserido como custo na Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.

Ainda dependendo de regulamentação da ANEEL, os reajustes ou revisões dessas distribuidoras deste ano já devem gerar custos para a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE do próximo ano.

O ano de 2021 terminou com 7.562 MW adicionados à matriz elétrica nacional, 57,8% a mais do que os 4.790 MW previstos em janeiro/21. Foi o segundo maior incremento na série histórica desde 1997, atrás apenas de 2016, quando o acréscimo chegou a 9.528 MW.

Em 2021 registrou-se a maior ampliação da geração eólica registrada no país, atingindo 3.694 MW de potência instalada, quase 49% do acréscimo verificado no ano. As novas usinas ultrapassaram os 2.786 MW implantados em 2014. As eólicas somam 20,8 GW, respondendo por 11,46% da matriz.

As termelétricas tiveram expansão de 2.450 MW (32,4%) e as solares de 1.300 MW (17,2%). As pequenas centrais hidrelétricas agregaram 114 MW à matriz, 1,5% do total no ano.

A Lei n
o 14.299 de 05/01/22 determinou que as tarifas das concessionárias com mercado inferior a 350 GWh não poderão ser superiores às tarifas da distribuidora área adjacente na mesma unidade federativa, buscando interromper histórico de tarifas altas dessas distribuidoras menores.

Para atender a essa nova Lei, a ANEEL aprovou o ajuste das tarifas do Grupo B das distribuidoras indicadas no quadro abaixo.

De acordo com a ANEEL, há necessidade de regulamentar a lei para reduzir as tarifas dos consumidores do Grupo A.

O montante não arrecadado pelas distribuidoras a partir da redução das tarifas, será reposto a partir da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE do próximo ano, resultando em aumento dos encargos pagos por todos os consumidores de energia elétrica.

A Lei n
o 14.300, publicada em 07/01/22, estabeleceu o suporte legal para os projetos de Geração Distribuída, estabelecendo regras para os empreendimentos existentes, diretrizes para construção de “tarifas” específicas para essa atividade e regra de transição entre a situação atual e futura. A seguir resumimos alguns tópicos importantes da nova lei.

1.   Os empreendimentos existentes e os novos que protocolarem solicitação de acesso junto à distribuidora em até 12 meses da publicação da lei está garantida até 31 de dezembro de 2045 a manutenção das regras de compensação da energia injetada nas redes, sem cobrança de qualquer valor adicional;

2.   A partir de 01/01/2046, esses empreendimentos passarão a pagar uma tarifa especifica que será criada para a geração distribuída;

3.   Para os empreendimentos que protocolarem solicitação de acesso a partir de 12 meses da publicação da lei, foi prevista a cobrança de uma “tarifa de transição” sobre a energia compensada nas unidades consumidoras;

4.   Os empreendimentos que protocolarem solicitação de acesso, junto à distribuidora local, entre 12 meses e 18 meses da publicação da lei, a compensação da energia injetada será feita de acordo com as “tarifas de transição” até 31 de dezembro de 2030;

5.   Empreendimentos que protocolarem solicitação de acesso após 18 meses da publicação a compensação da energia injetada será feita de acordo com as “tarifas de transição” até 31 de dezembro de 2028;

6.   Ao final do período de transição indicado, os empreendimentos pagarão a tarifa especifica que será desenvolvida para a geração distribuída;

7.   Em 6 meses após a publicação o Comitê Nacional de Política Energética – CNPE definirá as diretrizes para valoração dos benefícios propiciados pelas centrais de micro e minigeração distribuída ao sistema interligado. Com base nessas diretrizes, a ANEEL publicara em 18 meses a tarifa específica para a geração distribuída, que será aplicada sobre a energia injetada;

8.   A “tarifa de transição”, respeitados os prazos dos itens “3”, “4” e “5” acima, para os empreendimentos de geração instada junto à carga; empreendimento com múltiplas unidades consumidoras; autoconsumo remoto até 500kW; fontes despacháveis; geração compartilhada – esta, com exceções, será aplicado sobre o montante de energia compensada uma tarifa crescente conforme indicado a seguir.

·        15% da Tarifa Fio B a partir de 2023;

·        30% da Tarifa Fio B a partir de 2024;

·        45% da Tarifa Fio B a partir de 2025;

·        60% da Tarifa Fio B a partir de 2026;

·        75% da Tarifa Fio B a partir de 2027;

·        90% da Tarifa Fio B a partir de 2028

9.  Para os empreendimentos caracterizados como autoconsumo remoto acima de 500 kW ou empreendimentos de geração compartilhada em que um único CPF ou um único CNPJ detenha 25% ou mais da energia excedente gerada a tarifa de transição a ser aplicado sobre o montante de energia compensada, a partir de 2023 e até fim de 2028 e respeitados os prazos dos itens “3”, “4” e “5” acima, será calculada da seguinte forma:

·        100% da Parcela fio B;

·        40% da Parcela fio A;

·        100% da Parcela dos encargos de P&D e Eficiência Energética;

·        100% da Parcela Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE.

10.   A tarifa de demanda a ser aplicada sobre a unidade onde está instalada a central de geração distribuída será igual ao valor da tarifa de demanda aplicado para os consumidores até a Revisão Tarifária Periódica subsequente da distribuidora local e, após, com a tarifa de demanda de exportação dos geradores;

11.   Foi estabelecida a obrigação de apresentação de garantia de fiel cumprimento a ser depositada na apresentação do projeto de Geração Distribuída, conforme regulamentação da Aneel:

12.   São dispensadas da obrigação da garantia de fiel cumprimento as centrais de microgeração ou minigeração distribuída enquadradas na modalidade de geração compartilhada por meio da formação de consórcio ou cooperativa e enquadradas na modalidade de múltiplas unidades consumidoras.

A geração solar alcançou a marca de 13 gigawatts (GW) de capacidade instalada no Brasil, sendo 8,4 GW de geração distribuída e 4,6 GW de geração centralizada comercializada junto as distribuidoras ou mercado livre. Em 2021 foram instalados 3,5 GW de projetos de geração distribuída. Espera-se, em 2022, a entrada em operação de mais de 5 GW de Geração Distribuída.

No dia 12/01, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) decidiu limitar a geração das usinas termelétricas despachadas pelo ONS, incluindo a importação, em 15.000 MW. Atualmente, vem sendo despachados cerca de 10.000 MW.

Também foi decidido que as termelétricas não poderão ser despachadas termelétricas com custo superior a R$ 1.000/MWh. Para ajudar a recuperar os reservatórios das hidrelétricas, serão mantidas as medidas excepcionais já adotadas, como alterações de vazões e restrições de uso das águas das barragens.

O Ministério de Minas e Energia estima que as regiões Sudeste e Centro-Oeste chegarão a junho deste ano com seus reservatórios em cerca de 47%, 18 pontos percentuais acima do nível verificado em 30 de junho de 2021.

A ANEEL divulgou as novas tarifas a serem praticadas pela Energisa Borborema – EBO com vigência de 04/02/2022 até 03/02/2023.

A distribuidora atende os municípios de Campina Grande, Lagoa Seca, Queimadas, Fagundes, Massaranduba e Boa Vista, no estado da Paraíba.

O quadro a seguir mostra os índices médios do reajuste para todos os consumidores da distribuidora.

Em 31/01/2022, a ANEEL encaminhou Nota Técnica ao MME expondo os resultados dos estudos conjuntos efetuados com a CCEE para ampliação do mercado livre de energia para consumidores com demanda contratada inferior a 50 kW.

No documento, a ANEEL relacionou os seguintes pontos para aprimoramentos regulatórios:

•        Implementação de campanhas de esclarecimento e conscientização dos consumidores a respeito do processo de migração e atuação no ACL;

•        Exigência que os fornecedores varejistas tenham um produto padrão divulgado na internet, de modo a permitir a comparação de produtos, custos,
benefícios e riscos envolvidos;

•        Regulamentação de acesso à informação dos consumidores, no caso de grupos econômicos que possuam distribuidoras e agentes de comercialização
no mercado livre;

•        Necessidade dos comercializadores que venham a atender consumidores residenciais tenham canais de atendimento e atuem na capacitação dos consumidores;

•        Condições e requisitos (prazos, necessidade de estar adimplente e comunicar a decisão de saída para a distribuidora, etc) para a migração
ao ambiente de comercialização livre;

•        Estabelecer prazos para atendimento e ligações de novos consumidores por parte das comercializadoras;

•        Forma de apresentação das faturas de energia elétrica aos consumidores com carga inferior a 500 kW, atendidos no ACL;

•        Procedimento para a migração de consumidores com medidores eletromecânicos e procedimentos para tratar o descasamento entre os dados de medição
e o processamento da contabilização na CCEE);

•        Comercialização varejista;

•        Desligamento de integrantes da CCEE;

•        Suspensão do fornecimento de unidades consumidoras modeladas na CCEE;

•        Encerramento da representação de consumidores por gerador varejista ou por comercializador varejista;

•        Procedimento de corte de consumidores inadimplentes;

•        Suprimento pela distribuidora de consumidores desligados de seu supridor no ACL por motivo de desligamento do supridor da CCEE.

Um dos aspectos muito discutidos tem sido o alinhamento da abertura do mercado com o término dos contratos de compra de energia das distribuidoras, para evitar sobras de energia e custos para os consumidores remanescentes.

Pela regulamentação atual, a partir de 01/01/2022 consumidores com carga igual ou inferior a 1.000 kW são enquadrados como consumidor livre. A partir de 01/01/2023 os com carga igual ou superior a 500 kW terão essa classificação.

Em futuro próximo, devem ser desenvolvida regulamentação, determinando o tratamento dos pontos acima elencados e definido cronograma para ampliação dos consumidores que podem ser classificados como livres.

A CCEE divulgou os valores do aporte de garantias financeiras a serem recolhidos para pagamento do ESS – Encargo de Serviço de Sistema, referente as operações do mês de jan/22.

O montante a ser recolhido totalizará R$ 5,53 bilhões, resultado da composição das seguintes despesas:

·        R$ 2,54 bilhões a título de ESS, apurado conforme as regras vigentes

·        R$ 2,25 bilhões referente aos custos do Programa de Incentivo à Redução Voluntária de Demanda do Consumo de Energia Elétrica dos consumidores cativos;

·        R$ 0,74 bilhões referente a cumprimento de decisão judicial movida pela Âmbar Uruguaiana de Energia S.A. em face da União e do ONS – Operador Nacional do Sistema.

Inicialmente, o valor do aporte de garantias financeiras resultaria numa despesa equivalente a cerca de R$ 51/MWh. Com as cobranças adicionais incluídas, totalizando o montante de R$ 5,53 bilhões, o ESS final de jan/22 é da ordem de R$ 120/MWh.

Os valores informados surpreenderam o mercado, por não ter havido qualquer indicação prévia da CCEE que haveria o recolhimento das duas outras parcelas. A regulamentação já definia que os custos do Programa de Incentivo a Redução Voluntária de Demanda do Consumo de Energia Elétrica seriam custeados pelo ESS, mas a divulgação dos valores não foi feita com a antecedência usual. Também não houve qualquer informação previa acerca do cumprimento do pagamento referente à decisão judicial.

O valor do ESS será pago por todos os consumidores livres e cativos.

A REPLACE se coloca à disposição de seus clientes para outros esclarecimentos a respeito do tema.

Foi publicado no último dia 08/03/22 decisão do Superior Tribunal de Justiça determinando que não sejam pagos, em princípio, os valores devidos Âmbar Uruguaiana de Energia S.A.

Essa decisão foi resultado de recurso da Advocacia Geral da União, demonstrando que, dentro do Programa de Incentivo à Geração Térmica Adicional, o aceite da oferta de energia não significava despacho da usina nos termos de sua oferta. Também ponderou que, em razão do maior nível de chuvas e melhoria dos níveis dos reservatórios, a usina não teria sido despachada pelo ONS nos meses subsequentes.

Em 09/03/2022, a CCEE tomou ciência da decisão proferida no processo nº 1083024-88.2021.4.01.3400 de que deveria ser suspenso, no processo de liquidação financeira, o pagamento dos valores que seriam devidos à Âmbar Uruguaiana.

Considerando a decisão judicial, a CCEE suspendeu o repasse dos valores que seria feito à Âmbar Uruguaiana no dia 10/03/2022 e adotará, na contabilização do Mercado de Curto Prazo de fevereiro/2022, as providências necessárias para a reversão dos valores que foram recolhidos para esse pagamento.

Assim sendo, espera-se a devolução de cerca de R$ 15,00 / MWh para os consumidores na liquidação financeira de fevereiro/22, caso seja mantida a decisão judicial até aquela data. Esses valores serão creditados para os consumidores livres e cativos.

A REPLACE se coloca à disposição de seus clientes para outros esclarecimentos a respeito do tema.

A ANEEL aprovou a Revisão Tarifária Periódica – RTP da LIGHT e o Reajuste Tarifário Anual – RTA da ENEL RJ, de 2022, fixando novas tarifas para essas distribuidoras com vigência de 15/03/2022 até 14/03/2023.

Os quadros seguintes mostram estimativa dos índices médios do reajuste tarifário para os consumidores cativos, livres e especiais.

Desde o início da guerra na Ucrânia, em 24 de fevereiro, os temores econômicos para o mundo giram principalmente em torno dos custos dos derivados de petróleo, já que os russos são o segundo maior exportador mundial desse combustível. Para a União Europeia, a Rússia é responsável por cerca de 40% de seu consumo de gás natural.

Em uma tentativa de conter o conflito, evitando uma ação militar direta, o que poderia levar a uma Terceira Guerra Mundial, os países do ocidente têm apostado em sanções econômicas contra a Rússia. Essas ações podem provocar um choque de preços em todas as cadeias produtivas.

Há pouco mais de uma semana, o preço do petróleo Brent se aproximou dos US$ 140 por barril, mas, desde então, observou-se reversão das expectativas e o barril fechou abaixo dos US$ 100, mesmo patamar de antes do início do conflito. No entanto, a volatilidade continua elevada, e a evolução dos preços dependerão da extensão do conflito.

No Brasil, especialistas avaliam que a guerra pode dificultar a abertura do mercado brasileiro de gás natural, aumentando preços e dificuldades de importação de GNL. Grandes consumidores, interessados em migrar para o mercado livre de gás por meio da importação, terão de negociar contratos num ambiente mais estressado que em 2021, quando o desequilíbrio entre oferta e demanda começou a se acentuar.

Para o mercado de energia elétrica, poderemos ter impactos no caso de termos necessidade de maior geração termelétrica. O impacto tende a ser limitado, uma vez que, nos meses de fevereiro e março, a geração termelétrica vem representando menos de 10% do consumo. Boa parte dessa geração vem sendo produzida por outras fontes (biomassa, gás residual de processo e carvão) cujos preços não estão diretamente vinculados aos preços do petróleo.  

Diante da recuperação dos reservatórios, aliado à continua expansão das usinas eólicas e solares, a demanda por termelétricas movidas a gás natural e derivados do petróleo tende a ser reduzida nos próximos meses, fato que atenua os impactos dessa guerra no custo de energia no Brasil, pelo menos num primeiro momento.

A CCEE publicou, no dia 17/03/22, os montantes das garantias financeiras referentes à contabilização de fevereiro/2022, a serem aportadas até a próxima terça-feira dia 22/03/2022.

Avaliando os montantes publicados, em decorrência da decisão judicial de 08/03/22, confirmou-se a devolução dos valores que foram recolhidos na liquidação anterior para pagamento à Âmbar Uruguaiana. O montante devolvido ficou em linha com o que estimamos anteriormente, representando cerca de R$ 16 / MWh.

Foi incluído, na garantia financeira de fevereiro/22, a cobrança extraordinária de cerca de R$ 4 /MWh, destinados ao pagamento do bônus para os consumidores que reduziram seu consumo dentro do Programa de Incentivo a Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica.

Assim, as despesas da liquidação financeira contemplam, entre outros, os seguintes valores:

a)      ESS: cerca de R$ 36 /MWh;

b)     Bônus de redução do consumo: R$ 4,00/MWh;

c)      Devolução dos valores da AMBAR Uruguaiana: R$ 16,00/MWh;

d)     Valor a ser recolhido na liquidação financeira: R$ 24 /MWh.

Apesar dos valores ainda serem elevados, os custos com ESS nesse mês representam uma redução expressiva em relação ao verificado nos meses anteriores, especialmente em relação a janeiro/22, quando atingiu R$ 120 /MWh.

A REPLACE se coloca à disposição de seus clientes para outros esclarecimentos a respeito do tema.

Os consumidores de energia elétrica do Município de São Paulo estão sendo surpreendidos com os novos valores da Contribuição de Iluminação Pública (COSIP), que são cobrados nas faturas emitidas pela ENEL-SP.

Com a finalidade de custear a iluminação pública, essa taxa tem suas regras definidas por Lei municipal. No município de São Paulo, em janeiro/22, os consumidores não residenciais pagaram R$ 40,82 a título de COSIP.

A nova Lei Municipal nº 17.719, de 26/11/21, alterou a forma de cobrança da COSIP, estabelecendo valores por faixa de consumo mensal, conforme tabela mostrada a seguir. Os consumidores não residenciais passarão pagar R$ 1.139,26 mensalmente, aumento de mais de 2.700%.

O Reajuste Tarifário Anual da CPFL SANTA CRUZ de 2022 fixou novas tarifas com vigência de 22/03/2022 até 21/03/2023.

O quadro seguinte mostra os índices médios do reajuste e o efeito para os consumidores cativos, livres e especiais.

O encargo TE Covid aumentou de R$ 4,38/MWh para R$ 5,77/MWh, acréscimo de 34,8%.