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Volvo não venderá mais carros à combustão no Brasil

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.

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Distribuidoras vendem mais de 1 GW Médio de energia excedente

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.

Desligamento do linhão de Belo Monte Afeta o SIN


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.


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MP da Eletrobras tem pontos polêmicos

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.


Consumidor paga R$8,7 bi para térmicas que não geram


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.

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Agência Internacional de Energia prega fim de projetos com petróleo


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.


Contra falta de Energia


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

 


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Elera Renováveis e Liasa assinam contrato para autoprodução


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.

 


Grave crise hídrica mobiliza governo


 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.

 


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Falta harmonizar as regras estaduais para o mercado livre de gás


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.

 


Recolhimento do ICMS sobre a energia no Mercado Livre novas regras no estado de São Paulo 


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.


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Destaques nos leilões de energia


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.


Petrobras vende participação na BR distribuidora


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.

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Eólica ultrapassa 11 GW de produção no Nordeste


 

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.


Itaú aumenta participação na Energisa


 

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.


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Consumo de gás natural aumenta no mundo


 

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.

Leilão A-4 contrata 84,3 MW médios


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.

 


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Comitê recomenda medidas para evitar racionamento


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.


Climatempo aponta papel da Oscilação de Madden-Julian na crise Hídrica


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.



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Operação será determinante para atendimento em 2022


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.



Leilão A-3 contrata 99 MW médios


 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.


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Demanda global de eletricidade cresce em 2021


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



Renováveis batem recordes de geração


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.

 





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CPFL vence leilão da CEEE-Transmissora


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.

 



Consumidores terão devolução do encargo de energia de reserva


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.



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Conta de luz pode subir 16,7% em 2022


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.

Bandeira patamar escassez hídrica


 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.

 

 



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Redução do consumo de energia elétrica vai gerar bônus 


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.

 




AES Brasil e BRF vão construir parque eólico no RN


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.


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Vivo inaugura usinas de GD no RJ


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.


Governo vai contratar mais termelétricas


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.


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Crise de energia mundial


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.