O consumo mensal de energia elétrica subiu 1,3% em novembro deste ano contra igual mês do ano anterior, para 40.318 gigawatts-hora (GWh), segundo a Resenha Mensal divulgada nesta quinta-feira, 27, pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O setor industrial teve alta de 1,1%, refletindo alta de consumo em seis dos dez ramos pesquisados. O consumo de eletricidade no setor químico teve alta de 3,8%; no de papel e celulose de 3,5%; e no automotivo de 3,2%, informou a EPE.
Na contramão, reduziram o consumo de eletricidade os setores metalúrgico (-1,9%); têxtil (-1,2%); borracha e material plástico (-1,7%); entre outros.
“O consumo de energia elétrica das indústrias iniciou uma trajetória de queda no último trimestre de 2018, acompanhando a produção física industrial (segundo o IBGE). A ociosidade do parque produtivo continuou elevada em novembro, em torno de 25% (segundo a FGV), mantendo-se praticamente no mesmo nível de novembro de 2017, o que aparenta indiciar que a indústria permaneceu estagnada em 2018 em termos de utilização da sua capacidade instalada”, explicou a EPE em sua Resenha Mensal de novembro.
A classe residencial teve aumento de 1,5% no consumo de energia elétrica em novembro, o mesmo índice obtido na classe comercial. As regiões Nordeste e Sul puxaram o consumo dos dois segmentos, sendo que a região Norte também se destacou na alta do setor comercial.
A região Norte foi a única que reduziu o consumo em novembro (-8,1%), puxada pela queda da indústria local (-19,5%), que por sua vez foi impactada pelo recuo da demanda da metalurgia local. Já o Nordeste teve alta de 5,5% no consumo de eletricidade; e o Sul, de 3,1%.
Os subsistemas Sudeste e Centro-Oeste, maiores regiões consumidoras do País, registraram consumo 0,9% maior do que há um ano.
Leia mais em: https://istoe.com.br/consumo-de-energia-eletrica-sobe-13-em-novembro-revela-epe/
sexta-feira, 28 de dezembro de 2018
quinta-feira, 27 de dezembro de 2018
Eletrobras projeta R$ 30,1 bilhões em investimentos até 2023, com Angra 3
A Eletrobras divulgou na última sexta-feira (21) o seu Plano Diretor de Negócios e Gestão – PDNG para o período de 2019 a 2023, com foco em pontos-chave como rentabilidade, sustentabilidade e excelência operacional, entre outros. A holding projeta um investimento total de R$ 30,1 bilhões para os próximos cinco anos, dos quais R$ 28,2 bilhões em projetos próprios de geração (R$ 16,9 bilhões), transmissão (R$ 9,5 bilhões) e infraestrutura (R$ 1,7 bilhão). Cerca de R$ 1,9 bilhão será alocado nas Sociedades de Propósito Específico onde há participação.
Apenas no projeto envolvendo a usina nuclear de Angra 3, cuja retomada da construção será uma das prioridades na gestão do Almirante Bento Albuquerque à frente do Ministério de Minas e Energia, a Eletrobras prevê gastos de R$ 12 bilhões no quinquênio, por meio da Eletronuclear. O PDNG fala em “viabilizar a conclusão do empreendimento por meio de realização de chamada pública internacional, visando selecionar investidor global com capacidade técnica, financeira e de gestão”. As conversas para retomada do projeto envolvem ainda BNDES e Caixa.
No caso dos investimentos orçados em SPEs, o PDNG já considera a incorporação de empresas nas quais as subsidiárias do Grupo Eletrobras detenham participações majoritárias. A Eletrobras quer concluir, até o final de 2019, o programa de desinvestimento iniciado em 2018, com a venda de ativos que não sejam considerados estratégicos. Estão previstas a aplicação de R$ 863 milhões em projetos de geração ligados a SPEs e pouco mais R$ 1 bilhão em empreendimentos de transmissão vinculados a essas Sociedades de Propósito Específico.
Entre os pontos alinhados à meta de crescimento sustentável nos próximos anos está o recebimento da indenização de geração das concessões renovadas pela Lei 12.783/2013, a revisão do custo médio ponderado de capital (WACC) em geração e transmissão e a revisão tarifária de transmissão. A holding espera ainda pelo recebimento de parcela controversa da Rede Básica do Sistema de Transmissão Existente – alvo de ação na Justiça – e pelo ressarcimento de valores não reconhecidos pela gestão das distribuidoras em processo de privatização ao longo deste ano.
Corte de pessoal e novo ACT
No tocante à descotização das usinas pertencente às suas subsidiárias, a Eletrobras avalia “estudar alternativas e ações no âmbito jurídico, regulatório e legislativo” para viabilizar a medida nos empreendimentos já prorrogados, além de “propor alternativas para as usinas e empreendimentos cujo encerramento da concessão esteja próximo”. Tanto no caso das concessões de usinas já prorrogadas quanto no caso das que ainda vão vencer, o objetivo da Eletrobras é aumentar a receita de geração e recuperar a capacidade de investimento.
O corte de pessoal é ponto importante na parte operacional do PDNG, com o desligamento de 2.187 empregados em cinco anos, por meio de um Plano de Demissão Consensual. A economia estimada no período é de R$ 574 milhões por ano, com um custo de cerca de R$ 731 milhões. A empresa quer negociar ainda um novo Acordo Coletivo Trabalhista – ACT. No que chama de “sinergia societária de controladas regionais”, o Plano de Negócios prevê a reestruturação societária da Eletrosul, CGTEE, Eletronorte e Amazonas GT, além da consolidação do Centro de Serviço Compartilhado.
Estão contempladas ainda, como iniciativas gerais do Plano, pontos como a finalização da estrutura do programa de integridade já implementado em todas as empresas do grupo, a revisão de políticas e processos de recursos humanos e a criação de programa destinado à prevenção de doenças ocupacionais. O PDNG 2019-2023 considera como base as diretrizes apontadas no Plano Estratégico 2015-2030, que pretende levar a empresa, ao final deste horizonte, a estar entre as três maiores empresas globais de energia limpa e entre as dez maiores do mundo em energia elétrica.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53085395/eletrobras-projeta-r-301-bilhoes-em-investimentos-ate-2023-com-angra-3
Apenas no projeto envolvendo a usina nuclear de Angra 3, cuja retomada da construção será uma das prioridades na gestão do Almirante Bento Albuquerque à frente do Ministério de Minas e Energia, a Eletrobras prevê gastos de R$ 12 bilhões no quinquênio, por meio da Eletronuclear. O PDNG fala em “viabilizar a conclusão do empreendimento por meio de realização de chamada pública internacional, visando selecionar investidor global com capacidade técnica, financeira e de gestão”. As conversas para retomada do projeto envolvem ainda BNDES e Caixa.
No caso dos investimentos orçados em SPEs, o PDNG já considera a incorporação de empresas nas quais as subsidiárias do Grupo Eletrobras detenham participações majoritárias. A Eletrobras quer concluir, até o final de 2019, o programa de desinvestimento iniciado em 2018, com a venda de ativos que não sejam considerados estratégicos. Estão previstas a aplicação de R$ 863 milhões em projetos de geração ligados a SPEs e pouco mais R$ 1 bilhão em empreendimentos de transmissão vinculados a essas Sociedades de Propósito Específico.
Entre os pontos alinhados à meta de crescimento sustentável nos próximos anos está o recebimento da indenização de geração das concessões renovadas pela Lei 12.783/2013, a revisão do custo médio ponderado de capital (WACC) em geração e transmissão e a revisão tarifária de transmissão. A holding espera ainda pelo recebimento de parcela controversa da Rede Básica do Sistema de Transmissão Existente – alvo de ação na Justiça – e pelo ressarcimento de valores não reconhecidos pela gestão das distribuidoras em processo de privatização ao longo deste ano.
Corte de pessoal e novo ACT
No tocante à descotização das usinas pertencente às suas subsidiárias, a Eletrobras avalia “estudar alternativas e ações no âmbito jurídico, regulatório e legislativo” para viabilizar a medida nos empreendimentos já prorrogados, além de “propor alternativas para as usinas e empreendimentos cujo encerramento da concessão esteja próximo”. Tanto no caso das concessões de usinas já prorrogadas quanto no caso das que ainda vão vencer, o objetivo da Eletrobras é aumentar a receita de geração e recuperar a capacidade de investimento.
O corte de pessoal é ponto importante na parte operacional do PDNG, com o desligamento de 2.187 empregados em cinco anos, por meio de um Plano de Demissão Consensual. A economia estimada no período é de R$ 574 milhões por ano, com um custo de cerca de R$ 731 milhões. A empresa quer negociar ainda um novo Acordo Coletivo Trabalhista – ACT. No que chama de “sinergia societária de controladas regionais”, o Plano de Negócios prevê a reestruturação societária da Eletrosul, CGTEE, Eletronorte e Amazonas GT, além da consolidação do Centro de Serviço Compartilhado.
Estão contempladas ainda, como iniciativas gerais do Plano, pontos como a finalização da estrutura do programa de integridade já implementado em todas as empresas do grupo, a revisão de políticas e processos de recursos humanos e a criação de programa destinado à prevenção de doenças ocupacionais. O PDNG 2019-2023 considera como base as diretrizes apontadas no Plano Estratégico 2015-2030, que pretende levar a empresa, ao final deste horizonte, a estar entre as três maiores empresas globais de energia limpa e entre as dez maiores do mundo em energia elétrica.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53085395/eletrobras-projeta-r-301-bilhoes-em-investimentos-ate-2023-com-angra-3
quarta-feira, 26 de dezembro de 2018
Unindo sol e vento, parques híbridos devem ampliar oferta de energia renovável
De uma área associada à seca ao protagonismo em energia renovável. O Nordeste, que já representa 80% da capacidade de geração eólica no país e de 70% da energia solar, promete alcançar números ainda maiores nos próximos anos com a união das duas fontes em um mesmo local. O chamado “projeto híbrido”, que já é alvo de estudos e projetos de diversas empresas entre a Bahia e o Rio Grande do Norte, está prestes a ser colocado em consulta pública pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), permitindo, assim, que empresas consigam combinar os projetos e aproveitar a mesma infraestrutura de transmissão elétrica.
O objetivo é otimizar os investimentos e permitir uma redução no preço da energia para o consumidor final, como já ocorre no exterior.
Hoje, tecnicamente, já é possível unir as duas fontes, mas a regulamentação exige dois contratos distintos, fazendo com que as empresas tenham que pagar a mesma tarifa duas vezes, como a do uso das linhas de transmissão (Tust).
Essa será mais uma novidade envolvendo as energias renováveis. Recentemente, a Petrobras e a norueguesa Equinor (ex-Statoil) anunciaram planos para construir unidades eólicas em alto-mar associadas a plataformas de petróleo, no Rio Grande do Norte. Assim, as fontes têm ganhado papel de destaque na região. Com a seca que tem devastado o Nordeste nos últimos anos, as eólicas respondem, dependendo do dia, por até 74% da eletricidade.
Segundo Elbia Gannoum, presidente-executiva da ABEEólica, que reúne as empresas do setor, as novas regras vão permitir a criação de leilões apenas para projetos híbridos:
— Já identificamos potencial para os projetos híbridos, pois você aproveita o terreno e a linha de transmissão, gerando produtividade. O setor vem atraindo o investimento de empresas do setor e até fundos de pensão e de investimento.
Fontes complementares
O potencial de crescimento é grande ao combinar as duas fontes, dizem as empresas. No Nordeste, os projetos de 12 GW já instalados geraram investimentos na cadeia de cerca de R$ 76 bilhões, número que representa 80% dos projetos do país. Há uma expectativa de mais R$ 26,4 bilhões até 2022 com outros 4,4 GW a serem construídos na região. No caso da solar, o Nordeste deve receber investimentos de R$ 5,6 bilhões com os 2 GW que serão instalados até o fim deste ano. É 70% do total aplicado no país, diz a Absolar, que representa o setor de energia solar no país.
A Casa dos Ventos já desenvolve projetos com soluções que unem vento e sol. Lucas Araripe, diretor de novos negócios, lembra que já foram instalados medidores solares nos parques eólicos construídos no Nordeste para analisar o quanto pode ser gerado de sinergias. Araripe diz que o projeto híbrido permite reduzir o custo da energia, uma vez que as despesas são diluídas com uma maior quantidade de geração de eletricidade. Segundo ele, as duas fontes se complementam, pois a intensidade do vento é maior durante a madrugada, justamente quando não há sol:
— Os parques eólicos ficam ociosos ao longo do dia. Já mapeamos um potencial de 4 GW de sol no Nordeste onde estão as usinas eólicas. Juntar as fontes é o futuro, mas há o desafio regulatório, pois a Aneel precisa ver os dois como uma coisa só. Isso é mais eficiente, pois você aproveita a infraestrutura.
Com oito parques eólicos e seis solares em operação no país, nos estados de Piauí, Bahia e Rio Grande do Norte, a Enel Green Power conta com o primeiro parque híbrido do país, em Pernambuco, com 11 megawatts (MW) de geração a partir do sol e 80 MW do vento — capacidade que permite atender a 90 mil casas. A empresa acredita que a criação de uma regulamentação será fundamental para fomentar a expansão das fontes no país.
Segundo Nicola Cotugno, presidente da empresa, o Nordeste concentra alguns dos locais com os mais elevados fatores de capacidade solar e eólica, o que torna a região atrativa para o desenvolvimento de projetos de geração de energia renovável. Entre 2019 e 2021, a companhia planeja investir R$ 6,9 bilhões no desenvolvimento de novos projetos.
— Todos os projetos eólicos e solares da Enel estão no Nordeste, geralmente em áreas inóspitas, em terrenos não cultiváveis, em que a geração de energia renovável se tornou uma atividade fundamental para o desenvolvimento social e econômico das comunidades — disse Cotugno.
Ricardo Barros, vice-presidente de Geração Centralizada da Absolar, destaca que as empresas estão corretas em investir em projetos híbridos, o que permite a redução de custos de conexão e de transmissão. Mas pondera que ainda é preciso cuidado, por exemplo, ao fazer leilões dedicados a projetos híbridos:
— É preciso fazer leilões com energia competitiva. O governo tem que dar condições de investimento com um marco regulatório adequado, e o mercado tem que buscar o melhor projeto. As fontes solar e eólica se complementam de forma geral, com o vento do Ceará e o sol da Bahia.
Fim dos subsídios
Porém, apesar das novas soluções, o setor pode enfrentar novos desafios no governo de Jair Bolsonaro. Isso porque, em documento encaminhado à equipe do presidente eleito, o Ministério da Fazenda defende o fim dos incentivos para a construção de usinas de geração de energia solar, eólica e pequenas hidrelétricas. Hoje, essas fontes recebem desconto de 50% nos encargos de transmissão e distribuição. Para o especialista Renato Queiroz, professor da UFRJ e do Instituto Ilumina, o fim dos benefícios pode prejudicar o crescimento dos projetos no Brasil:
— Esse movimento terá que ser bem analisado. Mas acabar com os benefícios vai prejudicar o crescimento das fontes. Hoje, a solar ainda é cara. Não se pode tomar decisões rápidas sem planejamento e sem discutir o papel dessas energias para o desenvolvimento da economia.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/unindo-sol-vento-parques-hibridos-devem-ampliar-oferta-de-energia-renovavel-23328007
O objetivo é otimizar os investimentos e permitir uma redução no preço da energia para o consumidor final, como já ocorre no exterior.
Hoje, tecnicamente, já é possível unir as duas fontes, mas a regulamentação exige dois contratos distintos, fazendo com que as empresas tenham que pagar a mesma tarifa duas vezes, como a do uso das linhas de transmissão (Tust).
Essa será mais uma novidade envolvendo as energias renováveis. Recentemente, a Petrobras e a norueguesa Equinor (ex-Statoil) anunciaram planos para construir unidades eólicas em alto-mar associadas a plataformas de petróleo, no Rio Grande do Norte. Assim, as fontes têm ganhado papel de destaque na região. Com a seca que tem devastado o Nordeste nos últimos anos, as eólicas respondem, dependendo do dia, por até 74% da eletricidade.
Segundo Elbia Gannoum, presidente-executiva da ABEEólica, que reúne as empresas do setor, as novas regras vão permitir a criação de leilões apenas para projetos híbridos:
— Já identificamos potencial para os projetos híbridos, pois você aproveita o terreno e a linha de transmissão, gerando produtividade. O setor vem atraindo o investimento de empresas do setor e até fundos de pensão e de investimento.
Fontes complementares
O potencial de crescimento é grande ao combinar as duas fontes, dizem as empresas. No Nordeste, os projetos de 12 GW já instalados geraram investimentos na cadeia de cerca de R$ 76 bilhões, número que representa 80% dos projetos do país. Há uma expectativa de mais R$ 26,4 bilhões até 2022 com outros 4,4 GW a serem construídos na região. No caso da solar, o Nordeste deve receber investimentos de R$ 5,6 bilhões com os 2 GW que serão instalados até o fim deste ano. É 70% do total aplicado no país, diz a Absolar, que representa o setor de energia solar no país.
A Casa dos Ventos já desenvolve projetos com soluções que unem vento e sol. Lucas Araripe, diretor de novos negócios, lembra que já foram instalados medidores solares nos parques eólicos construídos no Nordeste para analisar o quanto pode ser gerado de sinergias. Araripe diz que o projeto híbrido permite reduzir o custo da energia, uma vez que as despesas são diluídas com uma maior quantidade de geração de eletricidade. Segundo ele, as duas fontes se complementam, pois a intensidade do vento é maior durante a madrugada, justamente quando não há sol:
— Os parques eólicos ficam ociosos ao longo do dia. Já mapeamos um potencial de 4 GW de sol no Nordeste onde estão as usinas eólicas. Juntar as fontes é o futuro, mas há o desafio regulatório, pois a Aneel precisa ver os dois como uma coisa só. Isso é mais eficiente, pois você aproveita a infraestrutura.
Com oito parques eólicos e seis solares em operação no país, nos estados de Piauí, Bahia e Rio Grande do Norte, a Enel Green Power conta com o primeiro parque híbrido do país, em Pernambuco, com 11 megawatts (MW) de geração a partir do sol e 80 MW do vento — capacidade que permite atender a 90 mil casas. A empresa acredita que a criação de uma regulamentação será fundamental para fomentar a expansão das fontes no país.
Segundo Nicola Cotugno, presidente da empresa, o Nordeste concentra alguns dos locais com os mais elevados fatores de capacidade solar e eólica, o que torna a região atrativa para o desenvolvimento de projetos de geração de energia renovável. Entre 2019 e 2021, a companhia planeja investir R$ 6,9 bilhões no desenvolvimento de novos projetos.
— Todos os projetos eólicos e solares da Enel estão no Nordeste, geralmente em áreas inóspitas, em terrenos não cultiváveis, em que a geração de energia renovável se tornou uma atividade fundamental para o desenvolvimento social e econômico das comunidades — disse Cotugno.
Ricardo Barros, vice-presidente de Geração Centralizada da Absolar, destaca que as empresas estão corretas em investir em projetos híbridos, o que permite a redução de custos de conexão e de transmissão. Mas pondera que ainda é preciso cuidado, por exemplo, ao fazer leilões dedicados a projetos híbridos:
— É preciso fazer leilões com energia competitiva. O governo tem que dar condições de investimento com um marco regulatório adequado, e o mercado tem que buscar o melhor projeto. As fontes solar e eólica se complementam de forma geral, com o vento do Ceará e o sol da Bahia.
Fim dos subsídios
Porém, apesar das novas soluções, o setor pode enfrentar novos desafios no governo de Jair Bolsonaro. Isso porque, em documento encaminhado à equipe do presidente eleito, o Ministério da Fazenda defende o fim dos incentivos para a construção de usinas de geração de energia solar, eólica e pequenas hidrelétricas. Hoje, essas fontes recebem desconto de 50% nos encargos de transmissão e distribuição. Para o especialista Renato Queiroz, professor da UFRJ e do Instituto Ilumina, o fim dos benefícios pode prejudicar o crescimento dos projetos no Brasil:
— Esse movimento terá que ser bem analisado. Mas acabar com os benefícios vai prejudicar o crescimento das fontes. Hoje, a solar ainda é cara. Não se pode tomar decisões rápidas sem planejamento e sem discutir o papel dessas energias para o desenvolvimento da economia.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/unindo-sol-vento-parques-hibridos-devem-ampliar-oferta-de-energia-renovavel-23328007
terça-feira, 18 de dezembro de 2018
Projeto leva energia solar à Amazônia para impulsionar a economia local
Em muitos pontos da Amazônia, a energia não chega. A única alternativa são geradores à base de combustíveis que garantem energia por poucas horas à noite — depois, breu.
Um projeto, porém, pretende demonstrar que a energia solar é a melhor opção econômica para comunidades extrativistas isoladas na maior floresta tropical do mundo.
"Estamos no século 21, a gente falando no celular, com acesso a ultratecnologia e muitas pessoas vivendo com energia do século 19", diz Alessandra Mathyas, analista de conservação do programa clima e energia do WWF-Brasil. "Elas vivem com um barulho ensurdecedor do motor até as 10h, quando acaba a gasolina e apaga tudo."
Painéis solares instalados em casa de reserva extrativista na Amazônia
Painéis solares instalados em casa de reserva extrativista na Amazônia - Samara Souza/WWF-Brasil
A ONG, junto ao ICMBio, conseguiu doações de 300 antigos painéis solares, que estavam sem uso — eram parte do extinto Prodeem (Programa de Eletrificação de Estados e Municípios — ertencentes ao Ministério de Minas e Energia. Uma aquisição às cegas, segundo Mathyas, já que não havia como saber o estado dos instrumentos.
Os painéis foram destinados a algumas comunidades de duas reservas extrativistas (resex) — unidades de conservação nas quais populações tradicionais, como ribeirinhos, utilizam os recursos naturais de forma sustentável: a resex Ituxi, na qual vivem 17 comunidades, e a Médio Purus, com 97. Ambas ficam no município de Lábrea (AM).
Para essas comunidades, a disponibilidade de energia elétrica vai muito além de assistir à televisão e carregar o celular. Está relacionada à possibilidade de refrigerar e preservar melhor a comida.
Além disso, os geradores tradicionais exigem a compra e o armazenamento de combustíveis, o que gera mais gastos quando comparado a uma fonte de energia gratuita e abundante como a luz solar. Com mais energia disponível, também se torna possível intensificar produções locais, como de mandioca e açaí.
Os painéis instalados nas resex foram destinados a essas atividades e para o bombeamento de água de poços —as comunidades costumam usar água de rios para tomar banho, lavar roupa, fazer comida e beber. "Eles falaram que reduziu bastante o número de pessoas com casos de diarreia, que era provocada pela água do rio", diz Mathyas.
Outra preocupação da iniciativa foi capacitar a população e eletricistas locais para manutenção dos painéis.
O projeto Resex Solar, apresentado na sexta (14) na COP-24, agora pretende consolidar os dados que coletou desde a instalação dos painéis para mostrar a sustentabilidade econômica, social e financeira trazida pela energia solar nas comunidades. A ideia é conseguir influenciar políticas públicas relacionadas.
Segundo a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), a energia solar representa cerca de 1% da geração brasileira.
Leia mais em: https://www1.folha.uol.com.br/ambiente/2018/12/projeto-leva-energia-solar-a-amazonia-para-impulsionar-a-economia-local.shtml
segunda-feira, 17 de dezembro de 2018
Energia no novo governo
Entre os muitos desafios e tarefas urgentes do novo governo federal está o equacionamento do setor de energia, principalmente o da energia elétrica, um dos que foram mais atingidos pela incompetência do governo de Dilma Rousseff. Além disso, temos agora um ativismo tardio do ministro de Minas e Energia, Moreira Franco, que pode atrapalhar.
Esse setor foi objeto de poucos debates e propostas no período eleitoral, exceto pelo então candidato Jair Bolsonaro, que articulou algumas ideias e propostas. Eleito presidente da República, elas merecem melhor análise.
Os problemas mais urgentes da área de energia estão no setor elétrico, porque o preço da eletricidade é determinado pelo que fazemos aqui, no País. Esse não é o caso do petróleo, cujo preço é determinado pelos grandes produtores internacionais – principalmente a Opep – e há pouco que possamos fazer a esse respeito. No caso da eletricidade, porém, erros ou acertos do governo federal são fundamentais para a fixação do custo da eletricidade, que afeta diretamente todos os consumidores e é umas das principais causas da inflação.
O setor de petróleo vai relativamente bem no País depois da retomada dos leilões, no governo Michel Temer, para a exploração do pré-sal com a participação de empresas estrangeiras, que trazem capital e tecnologia e dividem os riscos com a Petrobrás. O País já é autossuficiente na produção de petróleo bruto e o gargalo está no refino, que é insuficiente e obriga a Petrobrás a importar gasolina e óleo diesel, com uma engenharia financeira complicada.
O que parece claro no caso da Petrobrás é que ela deveria desfazer-se de atividades que não dizem respeito à produção de petróleo e deixar atividades comerciais como postos de gasolina, petroquímica e outros nas mãos da iniciativa privada. A expansão da capacidade de refino poderia ser objeto de parcerias. Essa é a essência do que se pode chamar interesse estratégico na área de petróleo e foi a razão da criação da Petrobrás, há mais de 50 anos. Já no setor elétrico há problemas sérios.
Distribuidoras de energia elétrica basicamente compram das geradoras a eletricidade por atacado e a vendem no varejo. A distribuição não necessita da presença do Estado e a privatização que o governo Fernando Henrique Cardoso fez de diversas empresas na década dos 90 foi um sucesso e deveria completar-se com urgência, liberando a Eletrobrás da carga pesadíssima das distribuidoras do Norte e Nordeste, que são inviáveis. O problema é a geração de energia.
O papel do governo no passado foi fazer os grandes investimentos na produção de energia elétrica que o setor privado não tinha condições ou interesse em fazer. A Eletrobrás e as estatais estaduais, como Cesp, Cemig, Copel e outras, construíram as magníficas usinas hidrelétricas com tecnologia local e são hoje a espinha dorsal do sistema elétrico brasileiro.
Ao longo do tempo uma rede de transmissão interligou o Brasil todo e garantiu a segurança energética do País. Quem entendeu bem isso foi o presidente Ernesto Geisel e retornar à regionalização da produção para atender a interesses locais, como advoga Moreira Franco, é claramente um retrocesso.
O Chile, que não tem até hoje um sistema interligado, sofre duramente com interrupções no fornecimento de eletricidade, dependendo do regime de chuvas no norte ou no sul do país. Quanto ao futuro, existe ainda a possibilidade de expandir o sistema hidrelétrico durante 10 a 20 anos pelo menos, boa parte dele na Amazônia.
A contribuição das novas energias renováveis (eólica e solar) é mais do que bem-vinda, mas elas são intermitentes e reservatórios de energia são indispensáveis para garantir a estabilidade e segurança do sistema. Para isso nada melhor do que os reservatórios das usinas hidrelétricas. Acreditar que baterias elétricas o farão é quimera.
É por essa razão que os reservatórios das grandes usinas hidrelétricas não podem ser abandonados. O que cabe é uma análise do conjunto dos seus impactos, e não apenas os impactos daqueles que são afetados pelos reservatórios. A ênfase posta nos impactos locais negativos – que é real em muitos casos – precisa ser balanceada com os impactos positivos para a população que é servida pela energia produzida. Essencial é atender e apoiar as populações atingidas e a experiência do passado em muitos casos mostra que é possível.
Usinas térmicas a gás e nucleares podem ajudar, mas têm custos mais elevados e são acompanhadas de problemas ambientais, como as emissões de carbono, no caso das térmicas, e os problemas bem conhecidos no caso da energia nuclear. A recente análise do Ministério da Fazenda sobre os elevadíssimos custos necessários para concluir Angra 3 deveria ser ponderada com cuidado pelo novo governo, antes de decidir pelo prosseguimento das obras necessárias.
Reabrir a discussão sobre privatizações, agora, não faz sentido. O que faz sentido é manter nas mãos do governo federal a capacidade de planejamento e de tornar viáveis os projetos que a iniciativa privada não consegue realizar.
Energia elétrica não é como petróleo, que pode ser importado e exportado. Ela é produzida aqui, no País, e a presença de capitais privados nacionais ou estrangeiros não põe em risco a segurança energética. Empresas de petróleo podem decidir abandonar um país, como ocorre às vezes em outros países. Mas empresas de energia elétrica não podem levar embora suas usinas e linhas de transmissão.
No passado, empréstimos do Banco Mundial eram essenciais para a realização de grandes obras nessa área, mas hoje existe uma enorme disponibilidade de recursos no mundo que assumiram essa função, desde que o governo estabeleça um quadro jurídico claro e estável. É disso que precisamos.
*JOSÉ GOLDEMBERG É PROFESSOR EMÉRITO DA USP, FOI PRESIDENTE DAS EMPRESAS DE ENERGIA DO ESTADO DE SÃO PAULO E MINISTRO DO MEIO AMBIENTE
Leia mais em: https://opiniao.estadao.com.br/noticias/geral,energia-no-novo-governo,70002648725
Esse setor foi objeto de poucos debates e propostas no período eleitoral, exceto pelo então candidato Jair Bolsonaro, que articulou algumas ideias e propostas. Eleito presidente da República, elas merecem melhor análise.
Os problemas mais urgentes da área de energia estão no setor elétrico, porque o preço da eletricidade é determinado pelo que fazemos aqui, no País. Esse não é o caso do petróleo, cujo preço é determinado pelos grandes produtores internacionais – principalmente a Opep – e há pouco que possamos fazer a esse respeito. No caso da eletricidade, porém, erros ou acertos do governo federal são fundamentais para a fixação do custo da eletricidade, que afeta diretamente todos os consumidores e é umas das principais causas da inflação.
O setor de petróleo vai relativamente bem no País depois da retomada dos leilões, no governo Michel Temer, para a exploração do pré-sal com a participação de empresas estrangeiras, que trazem capital e tecnologia e dividem os riscos com a Petrobrás. O País já é autossuficiente na produção de petróleo bruto e o gargalo está no refino, que é insuficiente e obriga a Petrobrás a importar gasolina e óleo diesel, com uma engenharia financeira complicada.
O que parece claro no caso da Petrobrás é que ela deveria desfazer-se de atividades que não dizem respeito à produção de petróleo e deixar atividades comerciais como postos de gasolina, petroquímica e outros nas mãos da iniciativa privada. A expansão da capacidade de refino poderia ser objeto de parcerias. Essa é a essência do que se pode chamar interesse estratégico na área de petróleo e foi a razão da criação da Petrobrás, há mais de 50 anos. Já no setor elétrico há problemas sérios.
Distribuidoras de energia elétrica basicamente compram das geradoras a eletricidade por atacado e a vendem no varejo. A distribuição não necessita da presença do Estado e a privatização que o governo Fernando Henrique Cardoso fez de diversas empresas na década dos 90 foi um sucesso e deveria completar-se com urgência, liberando a Eletrobrás da carga pesadíssima das distribuidoras do Norte e Nordeste, que são inviáveis. O problema é a geração de energia.
O papel do governo no passado foi fazer os grandes investimentos na produção de energia elétrica que o setor privado não tinha condições ou interesse em fazer. A Eletrobrás e as estatais estaduais, como Cesp, Cemig, Copel e outras, construíram as magníficas usinas hidrelétricas com tecnologia local e são hoje a espinha dorsal do sistema elétrico brasileiro.
Ao longo do tempo uma rede de transmissão interligou o Brasil todo e garantiu a segurança energética do País. Quem entendeu bem isso foi o presidente Ernesto Geisel e retornar à regionalização da produção para atender a interesses locais, como advoga Moreira Franco, é claramente um retrocesso.
O Chile, que não tem até hoje um sistema interligado, sofre duramente com interrupções no fornecimento de eletricidade, dependendo do regime de chuvas no norte ou no sul do país. Quanto ao futuro, existe ainda a possibilidade de expandir o sistema hidrelétrico durante 10 a 20 anos pelo menos, boa parte dele na Amazônia.
A contribuição das novas energias renováveis (eólica e solar) é mais do que bem-vinda, mas elas são intermitentes e reservatórios de energia são indispensáveis para garantir a estabilidade e segurança do sistema. Para isso nada melhor do que os reservatórios das usinas hidrelétricas. Acreditar que baterias elétricas o farão é quimera.
É por essa razão que os reservatórios das grandes usinas hidrelétricas não podem ser abandonados. O que cabe é uma análise do conjunto dos seus impactos, e não apenas os impactos daqueles que são afetados pelos reservatórios. A ênfase posta nos impactos locais negativos – que é real em muitos casos – precisa ser balanceada com os impactos positivos para a população que é servida pela energia produzida. Essencial é atender e apoiar as populações atingidas e a experiência do passado em muitos casos mostra que é possível.
Usinas térmicas a gás e nucleares podem ajudar, mas têm custos mais elevados e são acompanhadas de problemas ambientais, como as emissões de carbono, no caso das térmicas, e os problemas bem conhecidos no caso da energia nuclear. A recente análise do Ministério da Fazenda sobre os elevadíssimos custos necessários para concluir Angra 3 deveria ser ponderada com cuidado pelo novo governo, antes de decidir pelo prosseguimento das obras necessárias.
Reabrir a discussão sobre privatizações, agora, não faz sentido. O que faz sentido é manter nas mãos do governo federal a capacidade de planejamento e de tornar viáveis os projetos que a iniciativa privada não consegue realizar.
Energia elétrica não é como petróleo, que pode ser importado e exportado. Ela é produzida aqui, no País, e a presença de capitais privados nacionais ou estrangeiros não põe em risco a segurança energética. Empresas de petróleo podem decidir abandonar um país, como ocorre às vezes em outros países. Mas empresas de energia elétrica não podem levar embora suas usinas e linhas de transmissão.
No passado, empréstimos do Banco Mundial eram essenciais para a realização de grandes obras nessa área, mas hoje existe uma enorme disponibilidade de recursos no mundo que assumiram essa função, desde que o governo estabeleça um quadro jurídico claro e estável. É disso que precisamos.
*JOSÉ GOLDEMBERG É PROFESSOR EMÉRITO DA USP, FOI PRESIDENTE DAS EMPRESAS DE ENERGIA DO ESTADO DE SÃO PAULO E MINISTRO DO MEIO AMBIENTE
Leia mais em: https://opiniao.estadao.com.br/noticias/geral,energia-no-novo-governo,70002648725
sexta-feira, 14 de dezembro de 2018
Consumo de energia em novembro sobe 2,5% na comparação anual, diz ONS
A carga (consumo mais perdas) de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) atingiu 67.664 megawatts (MW) médios em novembro, com alta de 2,5% em relação a igual mês do ano passado e de 0,2%, na comparação com outubro deste ano, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) nesta quinta-feira. Nos últimos 12 meses, a carga cresceu 1,5% ante o observado em igual período anterior.
"No mês de novembro o comportamento da carga de energia foi afetado principalmente por duas variáveis importantes: a temperatura, superior à verificada no mesmo mês do ano anterior, principalmente nos subsistemas Norte e Sul, e a economia brasileira, que apesar de ainda estar sendo impactada diretamente pelo lento processo de recuperação, apresentou um aumento substancial dos indicadores de expectativas e confiança", informou o operador, no boletim da carga de novembro.
Considerando ainda a perspectiva econômica, o ONS enxergou influência do PIB referente ao terceiro trimestre sobre o desempenho da carga nos últimos meses. "Apesar das incertezas do período pré-eleitoral, os dados do PIB mostram que o Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro cresceu 0,8% no terceiro trimestre de 2018, na comparação com os três meses anteriores", destacou.
Com relação ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o maior do país, a carga em novembro, de 39.176 MW médios, cresceu 2,5% ante igual período de 2017 e recuou 0,4% na comparação com outubro. O operador não forneceu informações sobre a queda em relação ao mês exatamente anterior, mas explicou que o crescimento na comparação anual foi motivado pelo desempenho da carga industrial. Cerca de 60% do consumo de energia industrial do país estão localizados no subsistema.
No Sul, foram observados os crescimentos mais expressivos, de 4,6% na comparação anual e de 3,9% ante outubro, totalizando uma carga de 11.693 MW médios. Segundo o operador, a temperatura e o aumento dos indicadores de expectativas e confiança justificam o aumento do consumo de energia na região.
Com relação ao Nordeste, a carga em novembro, de 11.400 MW médios, superou em 4% o volume observado em igual mês de 2017 e leve recuo de 0,4% ante outubro deste ano. Segundo o ONS, o principal motivo para o crescimento do consumo, na comparação anual, foi o aumento da temperatura.
Já a carga de energia no Norte em novembro, de 5.395 MW médios, recuou 4%, em relação a igual mês de 2017 e 2,3%, na comparação com outubro deste ano. Segundo o operador, a retração se deve à redução da carga de um consumidor livre na região, que vem se mantendo desta forma desde abril deste ano. Os grandes consumidores industriais de energia tem forte participação no consumo de energia do Norte.
Leia mais em: https://www.valor.com.br/empresas/6024543/consumo-de-energia-em-novembro-sobe-25-na-comparacao-anual-diz-ons
"No mês de novembro o comportamento da carga de energia foi afetado principalmente por duas variáveis importantes: a temperatura, superior à verificada no mesmo mês do ano anterior, principalmente nos subsistemas Norte e Sul, e a economia brasileira, que apesar de ainda estar sendo impactada diretamente pelo lento processo de recuperação, apresentou um aumento substancial dos indicadores de expectativas e confiança", informou o operador, no boletim da carga de novembro.
Considerando ainda a perspectiva econômica, o ONS enxergou influência do PIB referente ao terceiro trimestre sobre o desempenho da carga nos últimos meses. "Apesar das incertezas do período pré-eleitoral, os dados do PIB mostram que o Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro cresceu 0,8% no terceiro trimestre de 2018, na comparação com os três meses anteriores", destacou.
Com relação ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o maior do país, a carga em novembro, de 39.176 MW médios, cresceu 2,5% ante igual período de 2017 e recuou 0,4% na comparação com outubro. O operador não forneceu informações sobre a queda em relação ao mês exatamente anterior, mas explicou que o crescimento na comparação anual foi motivado pelo desempenho da carga industrial. Cerca de 60% do consumo de energia industrial do país estão localizados no subsistema.
No Sul, foram observados os crescimentos mais expressivos, de 4,6% na comparação anual e de 3,9% ante outubro, totalizando uma carga de 11.693 MW médios. Segundo o operador, a temperatura e o aumento dos indicadores de expectativas e confiança justificam o aumento do consumo de energia na região.
Com relação ao Nordeste, a carga em novembro, de 11.400 MW médios, superou em 4% o volume observado em igual mês de 2017 e leve recuo de 0,4% ante outubro deste ano. Segundo o ONS, o principal motivo para o crescimento do consumo, na comparação anual, foi o aumento da temperatura.
Já a carga de energia no Norte em novembro, de 5.395 MW médios, recuou 4%, em relação a igual mês de 2017 e 2,3%, na comparação com outubro deste ano. Segundo o operador, a retração se deve à redução da carga de um consumidor livre na região, que vem se mantendo desta forma desde abril deste ano. Os grandes consumidores industriais de energia tem forte participação no consumo de energia do Norte.
Leia mais em: https://www.valor.com.br/empresas/6024543/consumo-de-energia-em-novembro-sobe-25-na-comparacao-anual-diz-ons
quinta-feira, 13 de dezembro de 2018
Mercado de energia ultrapassa marca de US$ 241 bilhões no mundo
O mundo vive hoje um momento de crescimento expressivo no setor de energias renováveis e de diversificação da matriz energética.
Até setembro, o valor das transações globais de energia atingiu um recorde de US$ 241,8 bilhões de acordo com o relatório da Ernst & Young Power Transactions and Trends.
Segundo a EY, 52 contratos de energia renovável foram fechados em todo o mundo no terceiro trimestre, o que representa 41% do volume global de negócios registrado no setor de energia e serviços públicos. Os outros 59% foram transações de serviços de gás.
O mercado atingiu a marca de US$28,8 bilhões nas Américas do Sul e do Norte, o que representa quase metade (46%) do valor de transações, que totalizou US$ 61,9 bilhões no período.
Nas duas regiões, as movimentações em energia renovável alcançaram US$ 4,5 bilhões nos meses de julho, agosto e setembro, sendo que 96% deles foram realizados nos EUA.
Para o quarto trimestre (out-dez), a consultoria estima que os investimentos serão reforçados com a conclusão das discussões entre os 28 países-membros da União Europeia sobre o futuro regulatório do mercado de eletricidade na região.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/mercado-de-energia-ultrapassa-marca-de-us-241-bilhoes-no-mundo/
Até setembro, o valor das transações globais de energia atingiu um recorde de US$ 241,8 bilhões de acordo com o relatório da Ernst & Young Power Transactions and Trends.
Segundo a EY, 52 contratos de energia renovável foram fechados em todo o mundo no terceiro trimestre, o que representa 41% do volume global de negócios registrado no setor de energia e serviços públicos. Os outros 59% foram transações de serviços de gás.
O mercado atingiu a marca de US$28,8 bilhões nas Américas do Sul e do Norte, o que representa quase metade (46%) do valor de transações, que totalizou US$ 61,9 bilhões no período.
Nas duas regiões, as movimentações em energia renovável alcançaram US$ 4,5 bilhões nos meses de julho, agosto e setembro, sendo que 96% deles foram realizados nos EUA.
Para o quarto trimestre (out-dez), a consultoria estima que os investimentos serão reforçados com a conclusão das discussões entre os 28 países-membros da União Europeia sobre o futuro regulatório do mercado de eletricidade na região.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/mercado-de-energia-ultrapassa-marca-de-us-241-bilhoes-no-mundo/
quarta-feira, 12 de dezembro de 2018
Preço da energia elétrica eleva procura por sistemas fotovoltaicos - Jornal do Comércio (https://www.jornaldocomercio.com/_conteudo/economia/2018/12/660831-preco-da-energia-eletrica-eleva-procura-por-sistemas-fotovoltaicos.html)
A geração de energia fotovoltaica é um dos poucos setores brasileiros que pode se dar ao luxo de comemorar bons resultados no fechamento de 2018. Com os custos da luz elétrica pesando cada vez mais no bolso do consumidor, cresce a procura pelas instalações das placas solares em residências e estabelecimentos comerciais. Para além disso, as discussões sobre sustentabilidade e o esgotamento das fontes naturais ganham corpo ano a ano, angariando mais adeptos da energia limpa. O aumento da demanda está refletindo, inclusive, na ampliação das operações. De acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSolar), o Rio Grande do Sul é o segundo estado com maior capacidade instalada (16%), atrás apenas de Minas Gerais (25%). A gaúcha EGP Energy, de São Leopoldo, na Região Metropolitana de Porto Alegre, inaugurou, na semana passada, novas instalações na sede da empresa. A ampliação do espaço foi necessária para comportar o crescimento da demanda no último ano. De acordo com a diretora Adriane Menezes, a empresa aumentou em 380% o número de instalações de usinas em 2018. "Nossos maiores clientes são empresários e a rede supermercadista, mas vale ressaltar o aumento da demanda residencial, que cresceu mais de 90%", destaca Adriane. A escolha pela energia fotovoltaica pode gerar economia de até 98% aos consumidores, de acordo com a EGP Energy. Por isso, cerca de 80% dos clientes procuram a empresa pela economia. Outros 15% são para investimentos e somente 5% pela sustentabilidade. Os módulos solares possuem 40 anos de vida útil e 25 anos de garantia. Os kits completos a partir de seis painéis, incluindo gastos com instalação, projeto e execução, podem custar em torno de R$ 14 mil. O número de painéis necessários depende do tamanho da residência e da quantidade de energia gasta - que variam de acordo com os eletrodomésticos que se tem em casa, por exemplo. "Com o custo da energia que temos hoje e os reajustes consideráveis, tu pagas o teu sistema em três anos", avalia Adriane. A energia fotovoltaica está no Brasil há quatro anos. De lá para cá, o setor já responde por 480 megawatts de potência instalada no País, distribuídos em 47 mil unidades consumidoras, explica Bárbara Rubin, vice-presidente de Geração Distribuída da ABSolar. "O Rio Grande deu um salto bem grande de 2016 para cá, sobretudo este ano por causa do ICMS", diz. Alguns fatores contribuem para a alta da demanda, como a maior disponibilidade de linhas de financiamento para o consumidor e o aumento das tarifas de energia elétrica aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). "O cliente de pequeno porte não tem escolha de onde comprar sua energia. O serviço das distribuidoras, muitas vezes, é de baixíssima qualidade e entrega uma energia cara ao consumidor, em contas de luz que são difíceis de entender. A geração distribuída dá liberdade para o consumidor", diz Bárbara. Desde maio deste ano, está em pauta uma revisão que rediscute as normas de distribuição de energia no País a partir de 2019. O setor ainda aguarda a publicação de uma audiência pública para entender a proposta da Aneel.
Leia mais em: https://www.jornaldocomercio.com/_conteudo/economia/2018/12/660831-preco-da-energia-eletrica-eleva-procura-por-sistemas-fotovoltaicos.html
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terça-feira, 11 de dezembro de 2018
Furnas inaugura túnel de vento para pesquisas de geração eólica
A Furnas Centrais Elétricas inaugurou hoje (11) o primeiro túnel de vento nacional voltado a estudos e pesquisas sobre geração de energia eólica. O túnel tem 27 metros de comprimento e está localizado dentro de um laboratório de aerodinâmica, no Centro Tecnológico de Engenharia Civil da subsidiária da Eletrobras, no município de Aparecida de Goiânia (GO). O projeto recebeu investimentos de R$ 5 milhões.
O túnel de vento demorou um ano para ser construído, após um período de quase dez anos de concepção, especificações técnicas e pesquisas. “Esse túnel é o primeiro do grupo Eletrobras e estará dedicado a fazer pesquisas e modelagens da parte de engenharia civil para os parques eólicos. Prioritariamente, ele fará estudos da parte de estrutura civil da torre, as solicitações, as cargas que os ventos colocam nessas estruturas de torre e de aerogerador, e estudos do suporte dessas estruturas”, explicou o chefe da Divisão de Tecnologia e Engenharia de Furnas, Alexandre de Castro.
tunel,vento, Furnas
O túnel de vento tem 27 metros de comprimento Divulgação/Governo de SP
O túnel abre possibilidade de se fazer também estudos aerodinâmicos, ou seja, estudos do perfil das pás, para melhorar suas características. Alexandre de Castro disse que o laboratório pode ainda avaliar a questão aerodinâmica para torres de linhas de transmissão. O foco das investigações, entretanto, serão as estruturas civis e fundações desses empreendimentos.
Energia renovável
Segundo Castro, Furnas está caminhando para ampliar o parque gerador com outras fontes de energia renovável. Com forte histórico no setor hidrelétrico de mais de 60 anos, Furnas começou recentemente a mirar outras fontes de energia, com destaque para a eólica e a fotovoltaica, esta última dependendo ainda de prospecção.
Furnas tem projeto para construção, ainda este ano, de um complexo eólico em Fortim (CE). Por meio de parcerias com outros empreendedores, a empresa participa de três parques eólicos. “A gente está diversificando o parque gerador da empresa”, destacou Castro. Para ele, o túnel é uma ferramenta desse processo. Os estudos de laboratório darão a Furnas as principais respostas, amparados por um trabalho de computação e análise de modelos físicos e computacionais.
Dentro do projeto do túnel de vento, há expectativa de fazer modelos reduzidos de torre eólica que permitirão monitorar o comportamento da torre, e ainda de real grandeza, ou seja, de um protótipo em um parque de Furnas para fazer toda instrumentação. “Vou juntar a parte do túnel de vento, que é experimento de laboratório, à parte de modelagem computacional e programas de computador, e à parte de campo, em que é feito o monitoramento de uma estrutura para eu identificar quais são as cargas, os esforços que o vento causa nessas estruturas e o comportamento da fundação. Isso tudo objetiva melhorar a qualidade e a capacidade de carga dessa estrutura”, ressaltou Castro.
Pesquisa e Desenvolvimento
A carteira de Furnas soma investimentos da ordem de R$ 300 milhões nos próximos cinco anos, em 55 projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação. Desde o início da década de 2000, a empresa executou mais de 200 projetos de pesquisa e desenvolvimento, dentro do Fundo Setorial da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). No âmbito do Centro Tecnológico de Engenharia Civil, Castro disse que já foram desenvolvidos projetos voltados para as áreas de materiais e hidrelétrica. De acordo com o chefe da Divisão de Tecnologia e Engenharia de Furnas, o túnel de vento já está 100% operacional.
Leia mais em: http://agenciabrasil.ebc.com.br/geral/noticia/2018-12/furnas-inaugura-tunel-de-vento-para-pesquisas-de-geracao-eolica
O túnel de vento demorou um ano para ser construído, após um período de quase dez anos de concepção, especificações técnicas e pesquisas. “Esse túnel é o primeiro do grupo Eletrobras e estará dedicado a fazer pesquisas e modelagens da parte de engenharia civil para os parques eólicos. Prioritariamente, ele fará estudos da parte de estrutura civil da torre, as solicitações, as cargas que os ventos colocam nessas estruturas de torre e de aerogerador, e estudos do suporte dessas estruturas”, explicou o chefe da Divisão de Tecnologia e Engenharia de Furnas, Alexandre de Castro.
tunel,vento, Furnas
O túnel de vento tem 27 metros de comprimento Divulgação/Governo de SP
O túnel abre possibilidade de se fazer também estudos aerodinâmicos, ou seja, estudos do perfil das pás, para melhorar suas características. Alexandre de Castro disse que o laboratório pode ainda avaliar a questão aerodinâmica para torres de linhas de transmissão. O foco das investigações, entretanto, serão as estruturas civis e fundações desses empreendimentos.
Energia renovável
Segundo Castro, Furnas está caminhando para ampliar o parque gerador com outras fontes de energia renovável. Com forte histórico no setor hidrelétrico de mais de 60 anos, Furnas começou recentemente a mirar outras fontes de energia, com destaque para a eólica e a fotovoltaica, esta última dependendo ainda de prospecção.
Furnas tem projeto para construção, ainda este ano, de um complexo eólico em Fortim (CE). Por meio de parcerias com outros empreendedores, a empresa participa de três parques eólicos. “A gente está diversificando o parque gerador da empresa”, destacou Castro. Para ele, o túnel é uma ferramenta desse processo. Os estudos de laboratório darão a Furnas as principais respostas, amparados por um trabalho de computação e análise de modelos físicos e computacionais.
Dentro do projeto do túnel de vento, há expectativa de fazer modelos reduzidos de torre eólica que permitirão monitorar o comportamento da torre, e ainda de real grandeza, ou seja, de um protótipo em um parque de Furnas para fazer toda instrumentação. “Vou juntar a parte do túnel de vento, que é experimento de laboratório, à parte de modelagem computacional e programas de computador, e à parte de campo, em que é feito o monitoramento de uma estrutura para eu identificar quais são as cargas, os esforços que o vento causa nessas estruturas e o comportamento da fundação. Isso tudo objetiva melhorar a qualidade e a capacidade de carga dessa estrutura”, ressaltou Castro.
Pesquisa e Desenvolvimento
A carteira de Furnas soma investimentos da ordem de R$ 300 milhões nos próximos cinco anos, em 55 projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação. Desde o início da década de 2000, a empresa executou mais de 200 projetos de pesquisa e desenvolvimento, dentro do Fundo Setorial da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). No âmbito do Centro Tecnológico de Engenharia Civil, Castro disse que já foram desenvolvidos projetos voltados para as áreas de materiais e hidrelétrica. De acordo com o chefe da Divisão de Tecnologia e Engenharia de Furnas, o túnel de vento já está 100% operacional.
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segunda-feira, 10 de dezembro de 2018
Leilão A-2 movimenta R$ 1 bilhão em contratos de energia
O leilão de energia existente A-2 movimentou R$ 1 bilhão em contratos de energia elétrica, cujo prazo de suprimento inicia em janeiro de 2020 e término em dezembro de 2021. O preço médio final foi R$ 161,35/MWh, um pouco abaixo do preço inicial de R$ 162/MWh. O certame foi promovido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em parceira com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Compram energia as distribuidoras Cemar (MA), Ceron (RO), Copel (PR), Elektro (SP), Energisa Sergipe, Energisa Tocantins, Light (RJ) e RGE (RS). Venderam energia as empresas Atmo, CDSA, Celesc G, Máxima Energia, Minerva Com, Tradener, Petrobras.
A petroleira vendeu energia das térmicas a gás natural Celso Furtado (BA) e Jesus Soares Pereira (RN), totalizando 282 MW médios. A Petrobras terá uma receita anual com esses contratos de R$ 166,5 milhões.
Hoje também foi realizado o A-1, cujo suprimento acontece entre janeiro de 2019 e dezembro de 2020. O certame movimentou R$ 10 milhões em contratos de fornecimento de energia elétrica. O preço médio final de venda ficou em R$ 142,99/MWh, deságio de 15,88% em relação ao preço inicial de R$ 170/MWh. A CEA, distribuidora que atende ao estado do Amapá, foi a única compradora no leilão. A Desttra Energia foi a vendedora de 4 MW médios.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53083569/leilao-a-2-movimenta-r-1-bilhao-em-contratos-de-energia
Compram energia as distribuidoras Cemar (MA), Ceron (RO), Copel (PR), Elektro (SP), Energisa Sergipe, Energisa Tocantins, Light (RJ) e RGE (RS). Venderam energia as empresas Atmo, CDSA, Celesc G, Máxima Energia, Minerva Com, Tradener, Petrobras.
A petroleira vendeu energia das térmicas a gás natural Celso Furtado (BA) e Jesus Soares Pereira (RN), totalizando 282 MW médios. A Petrobras terá uma receita anual com esses contratos de R$ 166,5 milhões.
Hoje também foi realizado o A-1, cujo suprimento acontece entre janeiro de 2019 e dezembro de 2020. O certame movimentou R$ 10 milhões em contratos de fornecimento de energia elétrica. O preço médio final de venda ficou em R$ 142,99/MWh, deságio de 15,88% em relação ao preço inicial de R$ 170/MWh. A CEA, distribuidora que atende ao estado do Amapá, foi a única compradora no leilão. A Desttra Energia foi a vendedora de 4 MW médios.
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sexta-feira, 7 de dezembro de 2018
ONS prevê bandeira verde na energia por “muito tempo”
O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), Luiz Eduardo Barata, disse hoje (6) que com o volume de chuva satisfatório abastecendo as principais bacias, a bandeira tarifária verde deve permanecer por "muito tempo".
De acordo com Barata, a expectativa para o início do próximo ano é positiva. "Estamos terminando este ano com condições muito melhores do que terminamos o ano passado. Então nossa expectativa é muito positiva mesmo. [Além das chuvas], está entrando [aumento] na [capacidade de] transmissão de energia, as coisas estão caminhando bem", disse.
O sistema de bandeiras foi criado para informar o custo da geração de energia produzida no país. O sistema é composto por bandeiras nas cores verde, amarela e vermelha (patamar 1 e 2). No patamar 1, o adicional nas contas de luz é de R$ 3,00 a cada 100 kWh; já no 2, o valor extra sobe para R$ 5,00.
Na última sexta-feira (30), a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) informou que a bandeira tarifária que valerá em dezembro será a verde, em que não há custo adicional nas contas de luz. Neste ano, a bandeira permaneceu verde apenas nos quatro primeiros meses do ano. Em maio houve cobrança da bandeira amarela e de junho a outubro, começou a vigorar a bandeira vermelha nos dois patamares. Em novembro o adicional cobrado foi o da bandeira amarela.
Leia mais em: http://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2018-12/ons-preve-bandeira-verde-na-energia-por-muito-tempo
De acordo com Barata, a expectativa para o início do próximo ano é positiva. "Estamos terminando este ano com condições muito melhores do que terminamos o ano passado. Então nossa expectativa é muito positiva mesmo. [Além das chuvas], está entrando [aumento] na [capacidade de] transmissão de energia, as coisas estão caminhando bem", disse.
O sistema de bandeiras foi criado para informar o custo da geração de energia produzida no país. O sistema é composto por bandeiras nas cores verde, amarela e vermelha (patamar 1 e 2). No patamar 1, o adicional nas contas de luz é de R$ 3,00 a cada 100 kWh; já no 2, o valor extra sobe para R$ 5,00.
Na última sexta-feira (30), a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) informou que a bandeira tarifária que valerá em dezembro será a verde, em que não há custo adicional nas contas de luz. Neste ano, a bandeira permaneceu verde apenas nos quatro primeiros meses do ano. Em maio houve cobrança da bandeira amarela e de junho a outubro, começou a vigorar a bandeira vermelha nos dois patamares. Em novembro o adicional cobrado foi o da bandeira amarela.
Leia mais em: http://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2018-12/ons-preve-bandeira-verde-na-energia-por-muito-tempo
quinta-feira, 6 de dezembro de 2018
Governo deixará sugestão de produto híbrido para próximos leilões
O governo federal prepara sugestão de modelo de produtos para o próximo governo no sentido de recuperar capacidade de armazenamento de energia. Essa novidade poderia ser introduzida nos leilões de energia já existentes por meio de um produto específico composto por portfólio de geração de olho na segurança de fornecimento para ser negociado como um produto diferente dos demais.
De acordo com o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME, Eduardo Azevedo, a ideia é ter a participação das renováveis intermitentes participando de leilões de forma competitiva com a associação de fontes, seja por meio de armazenamento com usinas de pequeno e médio porte e isso, ressaltou, ainda sem pensar em usinas reversíveis. Ele lembrou que há um grande inventário de usinas disponível no país que poderiam compor esse novo produto como parte de armazenamento de energia e apontou que há investidores interessados nesse negócio. Ou ainda, um produto específico para a PCH e armazenamento.
“Entendemos que essas usinas não têm conseguido espaço no mercado livre por conta do risco e que o ambiente mais seguro é o regulado. Temos trabalhado para ter um produto específico no leilão regulado, mas ainda não está definido quais serão as fontes ainda”, destacou.
Um problema que ainda precisa ser abordado, disse Azevedo, após participar do Seminário Internacional de Comercialização de Energia Elétrica, promovido pela Aneel, em São Paulo, é a questão do procedimento de rede. Mas, diz que esse assunto já é alvo de um trabalho que está sendo desenvolvido em conjunto entre o ministério, Aneel, ONS e CCEE para permitir sistemas híbridos de armazenamento.
“Um portfólio de geração tem uma conexão com perfil diferente. Mas quem definirá isso é o próximo governo, deixaremo as oportunidades montadas para que ele possa definir e que englobará geração e armazenamento. No futuro é possível ter um leilão somente de armazenamento, enquanto isso, apresentamos essa opção”, defendeu.
O caso de Roraima e o leilão para atender àquele estado é citado como um exercício nesse sentido por conta de seu pequeno porte e configurou um teste e existe a possibilidade de ser adaptada a experiência.
Revisão de Garantia Física
Azevedo revelou ainda que até janeiro deverá ser publicada uma portaria que tratará da revisão de garantia física para a fonte solar. A meta, disse ele, é ter uma revisão específica para cada fonte e ver se, na perspectiva de modernização do setor elétrico faz sentido ter garantia física para as outra fontes que não são a hídrica. “Enquanto isso não acontece estamos para publicar em janeiro a portaria de revisão das solares, já fizemos isso para a eólica”, comentou.
O trabalho, continuou ele, vai ao encontro de cumprir o acórdão 1631 com o TCU dentro do processo de revisão das garantias físicas. Agora, lembrou, estão sendo feitas mudanças em parâmetros como a revisão de médias mensais atualizadas, perdas e outros itens que são utilizados para o cálculo da GF em uma lista de exigências. Esse plano de ação será desenvolvido até outubro de 2024.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53083367/governo-deixara-sugestao-de-produto-hibrido-para-proximos-leiloes
De acordo com o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME, Eduardo Azevedo, a ideia é ter a participação das renováveis intermitentes participando de leilões de forma competitiva com a associação de fontes, seja por meio de armazenamento com usinas de pequeno e médio porte e isso, ressaltou, ainda sem pensar em usinas reversíveis. Ele lembrou que há um grande inventário de usinas disponível no país que poderiam compor esse novo produto como parte de armazenamento de energia e apontou que há investidores interessados nesse negócio. Ou ainda, um produto específico para a PCH e armazenamento.
“Entendemos que essas usinas não têm conseguido espaço no mercado livre por conta do risco e que o ambiente mais seguro é o regulado. Temos trabalhado para ter um produto específico no leilão regulado, mas ainda não está definido quais serão as fontes ainda”, destacou.
Um problema que ainda precisa ser abordado, disse Azevedo, após participar do Seminário Internacional de Comercialização de Energia Elétrica, promovido pela Aneel, em São Paulo, é a questão do procedimento de rede. Mas, diz que esse assunto já é alvo de um trabalho que está sendo desenvolvido em conjunto entre o ministério, Aneel, ONS e CCEE para permitir sistemas híbridos de armazenamento.
“Um portfólio de geração tem uma conexão com perfil diferente. Mas quem definirá isso é o próximo governo, deixaremo as oportunidades montadas para que ele possa definir e que englobará geração e armazenamento. No futuro é possível ter um leilão somente de armazenamento, enquanto isso, apresentamos essa opção”, defendeu.
O caso de Roraima e o leilão para atender àquele estado é citado como um exercício nesse sentido por conta de seu pequeno porte e configurou um teste e existe a possibilidade de ser adaptada a experiência.
Revisão de Garantia Física
Azevedo revelou ainda que até janeiro deverá ser publicada uma portaria que tratará da revisão de garantia física para a fonte solar. A meta, disse ele, é ter uma revisão específica para cada fonte e ver se, na perspectiva de modernização do setor elétrico faz sentido ter garantia física para as outra fontes que não são a hídrica. “Enquanto isso não acontece estamos para publicar em janeiro a portaria de revisão das solares, já fizemos isso para a eólica”, comentou.
O trabalho, continuou ele, vai ao encontro de cumprir o acórdão 1631 com o TCU dentro do processo de revisão das garantias físicas. Agora, lembrou, estão sendo feitas mudanças em parâmetros como a revisão de médias mensais atualizadas, perdas e outros itens que são utilizados para o cálculo da GF em uma lista de exigências. Esse plano de ação será desenvolvido até outubro de 2024.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53083367/governo-deixara-sugestao-de-produto-hibrido-para-proximos-leiloes
quarta-feira, 5 de dezembro de 2018
Enel anuncia R$ 3,1 bi em distribuição de energia em São Paulo
A Enel, empresa italiana que adquiriu em junho o controle da Eletropaulo, anunciou que investirá R$ 3,1 bilhões na distribuição de energia para a Grande São Paulo no período de 2019 a 2021. A empresa é responsável por entregar eletricidade para 7,2 milhões de clientes em 24 cidades da região metropolitana, incluindo a capital paulista.
A marca Eletropaulo também será substituída a partir de agora pelo nome da nova controladora. A mudança será divulgada por comerciais de televisão, além da alteração de toda a identidade visual da empresa, com reforma dos pontos de atendimento.
Entre os investimentos que serão feitos em São Paulo, está a conclusão de sete novas subestações. “Esses investimentos vão fortalecer a rede, automatizá-la, digitalizá-la no sentido de buscar cada vez mais indicadores melhores para os nossos clientes”, destacou o presidente da distribuidora da Enel em São Paulo, Max Xavier.
Fornecimento
Segundo Max Xavier, as melhorias devem reduzir os problemas de interrupção no fornecimento de energia, que são recorrentes, especialmente no período de chuvas, na metrópole. “Sabemos o quão importante é o fornecimento do insumo energia elétrica para a sociedade, em particular para uma região com a importância socioeconômica tão grande quanto são os 24 municípios que compõem a região metropolitana de São Paulo”, disse.
A Eletropaulo recebeu sansões tanto dos órgãos de defesa do consumidor quanto das agências reguladoras pelas faltas de luz e demoras no reestabelecimento. Em agosto, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) acatou um recurso da Eletropaulo e reduziu para R$ 21,9 milhões uma multa aplicada em 2014 pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo (Arsesp) pelas quedas no fornecimento de eletricidade.
Em 2015, o Procon de São Paulo multou a concessionária em R$ 3,7 milhões pela demora em reestabelecer o fornecimento de energia no Hospital Municipal e Maternidade Amador Aguiar, em Osasco.
Medidores inteligentes
A instalação de medidores inteligentes de consumo também deve ajudar a diminuir a intensidade do problema. Segundo o chefe da Enel para América Latina, Maurizio Bezzeccheri, os aparelhos permitem, entre outras funções, identificar pontualmente os locais onde houve queda no fornecimento, facilitando os reparos. “A leitura inteligente diz imediatamente se você não tem energia. Isso te permite reduzir um dos parâmetros que mede a qualidade do serviço – número de horas sem luz por cliente no ano”, ressaltou.
A mudança no sistema de medidores é um dos focos dos investimentos da empresa para os próximos anos. Os equipamentos permitem diversos benefícios, como saber as variações de tarifa ao longo do dia, permitindo que os consumidores programem para usar a eletricidade em horários com preços mais favoráveis. Os equipamentos precisam ser certificados e também dependem da evolução da regulação pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro).
Investimentos no Brasil
O presidente da Enel Brasil, Nicola Cotugno, disse que os investimentos estão inseridos em um planejamento total de 4 bilhões de euros (R$ 17,2 bilhões) no país. Desse montante, 2,2 bilhões de euros devem ir para o setor de distribuição e 1,6 bilhão de euros para a geração por fontes renováveis. Com a aquisição da Eletropaulo, a Enel se tornou líder na distribuição de energia no país, com um total de 17 milhões de clientes brasileiros. A empresa atua em mais de 30 países.
Leia mais em: http://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2018-12/enel-anuncia-r-31-bi-em-distribuicao-de-energia-em-sao-paulo
A marca Eletropaulo também será substituída a partir de agora pelo nome da nova controladora. A mudança será divulgada por comerciais de televisão, além da alteração de toda a identidade visual da empresa, com reforma dos pontos de atendimento.
Entre os investimentos que serão feitos em São Paulo, está a conclusão de sete novas subestações. “Esses investimentos vão fortalecer a rede, automatizá-la, digitalizá-la no sentido de buscar cada vez mais indicadores melhores para os nossos clientes”, destacou o presidente da distribuidora da Enel em São Paulo, Max Xavier.
Fornecimento
Segundo Max Xavier, as melhorias devem reduzir os problemas de interrupção no fornecimento de energia, que são recorrentes, especialmente no período de chuvas, na metrópole. “Sabemos o quão importante é o fornecimento do insumo energia elétrica para a sociedade, em particular para uma região com a importância socioeconômica tão grande quanto são os 24 municípios que compõem a região metropolitana de São Paulo”, disse.
A Eletropaulo recebeu sansões tanto dos órgãos de defesa do consumidor quanto das agências reguladoras pelas faltas de luz e demoras no reestabelecimento. Em agosto, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) acatou um recurso da Eletropaulo e reduziu para R$ 21,9 milhões uma multa aplicada em 2014 pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo (Arsesp) pelas quedas no fornecimento de eletricidade.
Em 2015, o Procon de São Paulo multou a concessionária em R$ 3,7 milhões pela demora em reestabelecer o fornecimento de energia no Hospital Municipal e Maternidade Amador Aguiar, em Osasco.
Medidores inteligentes
A instalação de medidores inteligentes de consumo também deve ajudar a diminuir a intensidade do problema. Segundo o chefe da Enel para América Latina, Maurizio Bezzeccheri, os aparelhos permitem, entre outras funções, identificar pontualmente os locais onde houve queda no fornecimento, facilitando os reparos. “A leitura inteligente diz imediatamente se você não tem energia. Isso te permite reduzir um dos parâmetros que mede a qualidade do serviço – número de horas sem luz por cliente no ano”, ressaltou.
A mudança no sistema de medidores é um dos focos dos investimentos da empresa para os próximos anos. Os equipamentos permitem diversos benefícios, como saber as variações de tarifa ao longo do dia, permitindo que os consumidores programem para usar a eletricidade em horários com preços mais favoráveis. Os equipamentos precisam ser certificados e também dependem da evolução da regulação pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro).
Investimentos no Brasil
O presidente da Enel Brasil, Nicola Cotugno, disse que os investimentos estão inseridos em um planejamento total de 4 bilhões de euros (R$ 17,2 bilhões) no país. Desse montante, 2,2 bilhões de euros devem ir para o setor de distribuição e 1,6 bilhão de euros para a geração por fontes renováveis. Com a aquisição da Eletropaulo, a Enel se tornou líder na distribuição de energia no país, com um total de 17 milhões de clientes brasileiros. A empresa atua em mais de 30 países.
Leia mais em: http://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2018-12/enel-anuncia-r-31-bi-em-distribuicao-de-energia-em-sao-paulo
terça-feira, 4 de dezembro de 2018
'Duas Itaipus e meia': demanda por energia saltará 44% em dez anos no Brasil
A previsão de crescimento da economia brasileira nos próximos dez anos vai exigir um consumo adicional de energia elétrica de 38 gigawatts (GW). A projeção faz parte do novo Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE), que será publicado este mês pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), órgão vinculado ao Ministério de Minas e Energia (MME). De acordo com o estudo, a demanda deve passar de estimados 86 GW este ano para 124 GW em 2027, um salto de 44%. O incremento no consumo equivale ao volume de energia gerado por duas usinas e meia de Itaipu, uma das maiores do mundo.
As previsões consideram crescimento médio do Produto Interno Bruto (PIB) de 2,8% por ano no período. Mas há desafios para que o país consiga atender a demanda futura de energia, dizem especialistas do setor. Dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) revelam que 54% dos projetos de geração em construção enfrentam problemas na concessão de licenças ambientais ou demandas judiciais. Dos 27,485 GW previstos para entrar em operação entre 2018 e 2025, 14,9 GW apresentam alguma restrição que pode atrasar o início da operação ou mesmo inviabilizar os empreendimentos.
O cenário é semelhante para os projetos de linhas de transmissão. Segundo a Aneel, dos 394 empreendimentos em construção, 39% estão atrasados. O tempo médio para se obter licenças ambientais, diz o órgão regulador do setor, é de cerca de 500 dias, maior patamar desde 2013, quando o prazo ficava em torno de 400 dias. Além dos atrasos, há incertezas no setor, como o futuro da Eletrobras e a recente crise hídrica, que evidenciou a dependência brasileira das chuvas para gerar energia.
Para o engenheiro e pesquisador Renato Queiroz, diretor do Instituto Ilumina, é preciso aperfeiçoar o modelo energético do país:
— Qual será o papel das hidrelétricas no futuro da geração? Com o avanço das energias renováveis e o maior uso das termelétricas, os reservatórios poderiam ganhar uma função de apoio à geração. Não podemos esquecer que a discussão precisa envolver segurança energética e sustentabilidade da matriz. Por isso, é preciso aumentar a fiscalização nas obras, já que temos um volume grande de atrasos.
Ainda que a relevância das hidrelétricas seja reduzida, sua participação continuará a ser bastante elevada. Por isso, Queiroz saliente a importância de se definir o papel da Eletrobras nos próximos anos. Hoje, a estatal representa sozinha 30% de toda a energia gerada no Brasil, segundo cálculos do Ilumina.
— Se privatizar a Eletrobras por inteiro, será que a iniciativa privada vai conseguir manter e fazer os projetos no futuro para gerar energia? Ou, então, uma Eletrobras mais enxuta consegue dar conta de novos empreendimentos? —questiona Queiroz.
Novos leilões
O presidente Michel Temer pretendia vender o controle da Eletrobras, mas o projeto não andou. Já o presidente eleito, Jair Bolsonaro, já disse que quer manter a geração de energia sob comando estatal e só privatizar as distribuidoras. Queiroz destaca, ainda, o futuro de Angra 3, com obras paradas desde 2015. A Eletronuclear, braço da Eletrobras para energia nuclear, discute a entrada de um parceiro privado para concluir as obras.
Apesar dos atrasos e dos impasses em relação à Eletrobras e à Angra 3, Reive Barros dos Santos, presidente da EPE, mantém o otimismo. Ele destaca que estão previstos no plano decenal investimentos da ordem de R$ 400 bilhões até 2027, dos quais R$ 230 bilhões em geração, R$ 110 bilhões em transmissão e R$ 60 bilhões em geração distribuída.
Para dar conta da maior demanda, a EPE se apoia no calendário dos leilões de energia. Em 2017, foram quatro, que vão adicionar ao sistema 2,9 GW em energia nova até o início de 2023. Em 2018, já foram dois, com entrada de mais 1,1 GW até janeiro de 2024. Para dezembro, estão previstas mais duas rodadas.
Na opinião de Juliana Hornink, analista de mercado da consultoria Safira, os leilões de geração deveriam prever o local onde os futuros projetos serão instalados. Segundo ela, a iniciativa poderia minimizar problemas no sistema de transmissão:
— Quando o projeto de geração fica mais perto do centro de consumo, a energia gerada pode atender a população de forma mais eficiente e não ficar tão dependente do sistema de transmissão, que sofre com os atrasos.
O Brasil atraiu vários investidores internacionais nos últimos leilões. Nivalde de Castro, do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da UFRJ, acredita que o marco regulatório estável e a possibilidade de crescimento no futuro vão continuar a atrair investidores nas próximas rodadas.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/duas-itaipus-meia-demanda-por-energia-saltara-44-em-dez-anos-no-brasil-23277941
As previsões consideram crescimento médio do Produto Interno Bruto (PIB) de 2,8% por ano no período. Mas há desafios para que o país consiga atender a demanda futura de energia, dizem especialistas do setor. Dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) revelam que 54% dos projetos de geração em construção enfrentam problemas na concessão de licenças ambientais ou demandas judiciais. Dos 27,485 GW previstos para entrar em operação entre 2018 e 2025, 14,9 GW apresentam alguma restrição que pode atrasar o início da operação ou mesmo inviabilizar os empreendimentos.
O cenário é semelhante para os projetos de linhas de transmissão. Segundo a Aneel, dos 394 empreendimentos em construção, 39% estão atrasados. O tempo médio para se obter licenças ambientais, diz o órgão regulador do setor, é de cerca de 500 dias, maior patamar desde 2013, quando o prazo ficava em torno de 400 dias. Além dos atrasos, há incertezas no setor, como o futuro da Eletrobras e a recente crise hídrica, que evidenciou a dependência brasileira das chuvas para gerar energia.
Para o engenheiro e pesquisador Renato Queiroz, diretor do Instituto Ilumina, é preciso aperfeiçoar o modelo energético do país:
— Qual será o papel das hidrelétricas no futuro da geração? Com o avanço das energias renováveis e o maior uso das termelétricas, os reservatórios poderiam ganhar uma função de apoio à geração. Não podemos esquecer que a discussão precisa envolver segurança energética e sustentabilidade da matriz. Por isso, é preciso aumentar a fiscalização nas obras, já que temos um volume grande de atrasos.
Ainda que a relevância das hidrelétricas seja reduzida, sua participação continuará a ser bastante elevada. Por isso, Queiroz saliente a importância de se definir o papel da Eletrobras nos próximos anos. Hoje, a estatal representa sozinha 30% de toda a energia gerada no Brasil, segundo cálculos do Ilumina.
— Se privatizar a Eletrobras por inteiro, será que a iniciativa privada vai conseguir manter e fazer os projetos no futuro para gerar energia? Ou, então, uma Eletrobras mais enxuta consegue dar conta de novos empreendimentos? —questiona Queiroz.
Novos leilões
O presidente Michel Temer pretendia vender o controle da Eletrobras, mas o projeto não andou. Já o presidente eleito, Jair Bolsonaro, já disse que quer manter a geração de energia sob comando estatal e só privatizar as distribuidoras. Queiroz destaca, ainda, o futuro de Angra 3, com obras paradas desde 2015. A Eletronuclear, braço da Eletrobras para energia nuclear, discute a entrada de um parceiro privado para concluir as obras.
Apesar dos atrasos e dos impasses em relação à Eletrobras e à Angra 3, Reive Barros dos Santos, presidente da EPE, mantém o otimismo. Ele destaca que estão previstos no plano decenal investimentos da ordem de R$ 400 bilhões até 2027, dos quais R$ 230 bilhões em geração, R$ 110 bilhões em transmissão e R$ 60 bilhões em geração distribuída.
Para dar conta da maior demanda, a EPE se apoia no calendário dos leilões de energia. Em 2017, foram quatro, que vão adicionar ao sistema 2,9 GW em energia nova até o início de 2023. Em 2018, já foram dois, com entrada de mais 1,1 GW até janeiro de 2024. Para dezembro, estão previstas mais duas rodadas.
Na opinião de Juliana Hornink, analista de mercado da consultoria Safira, os leilões de geração deveriam prever o local onde os futuros projetos serão instalados. Segundo ela, a iniciativa poderia minimizar problemas no sistema de transmissão:
— Quando o projeto de geração fica mais perto do centro de consumo, a energia gerada pode atender a população de forma mais eficiente e não ficar tão dependente do sistema de transmissão, que sofre com os atrasos.
O Brasil atraiu vários investidores internacionais nos últimos leilões. Nivalde de Castro, do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da UFRJ, acredita que o marco regulatório estável e a possibilidade de crescimento no futuro vão continuar a atrair investidores nas próximas rodadas.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/duas-itaipus-meia-demanda-por-energia-saltara-44-em-dez-anos-no-brasil-23277941
segunda-feira, 3 de dezembro de 2018
Itaipu tem melhor novembro da história em produção de energia
A hidrelétrica de Itaipu produziu 9,28 milhões de megawatts-hora (MWh) em novembro. Foi a melhor marca para novembro do histórico da usina, que iniciou a operação em 1984.
De acordo com Itaipu Binacional, empresa responsável pela operação da usina, o volume de energia produzido em novembro seria suficiente para atender a uma cidade como São Paulo por quatro meses.
No acumulado do ano até o fim de novembro, a usina produziu 88,47 milhões de MWh. O índice de disponibilidade das unidades geradoras da hidrelétrica foi de 97,97%. A produção parcial da usina este ano daria para atender o Brasil por dois meses e oito dias.
Segundo o diretor técnico executivo da parte brasileira de Itaipu Binacional, Mauro Corbellini, 2018 tem chance de ficar entre o quarto e o sexto melhores anos de produção da usina.
Em novembro, a usina chegou à marca de 2,6 bilhões de MWh de produção acumulada desde maio de 1984, energia suficiente para atender ao mundo inteiro por 42 dias.
Leia mais em: https://www.valor.com.br/empresas/6009833/itaipu-tem-melhor-novembro-da-historia-em-producao-de-energia
De acordo com Itaipu Binacional, empresa responsável pela operação da usina, o volume de energia produzido em novembro seria suficiente para atender a uma cidade como São Paulo por quatro meses.
No acumulado do ano até o fim de novembro, a usina produziu 88,47 milhões de MWh. O índice de disponibilidade das unidades geradoras da hidrelétrica foi de 97,97%. A produção parcial da usina este ano daria para atender o Brasil por dois meses e oito dias.
Segundo o diretor técnico executivo da parte brasileira de Itaipu Binacional, Mauro Corbellini, 2018 tem chance de ficar entre o quarto e o sexto melhores anos de produção da usina.
Em novembro, a usina chegou à marca de 2,6 bilhões de MWh de produção acumulada desde maio de 1984, energia suficiente para atender ao mundo inteiro por 42 dias.
Leia mais em: https://www.valor.com.br/empresas/6009833/itaipu-tem-melhor-novembro-da-historia-em-producao-de-energia
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