O governo pretende concluir ainda em 2019 um diagnóstico sobre a necessidade de reavaliar a chamada garantia física das hidrelétricas do país, um critério técnico que busca representar quanto em energia cada usina pode gerar mesmo diante de chuvas escassas, disse à Reuters o Ministério de Minas e Energia.
O movimento vem após anos seguidos de produção fortemente abaixo das garantias físicas no parque hidrelétrico brasileiro, o que levou diversos especialistas a apontarem que a oferta de energia desses empreendimentos está hoje superestimada nos modelos computacionais que calculam preços e definem a expansão do sistema elétrico.
O tema é considerado tão crucial quanto sensível no setor porque mudanças impactariam diretamente as receitas dos investidores, uma vez que a garantia representa na prática o volume de energia que cada usina pode comercializar no mercado.
"O ministério buscará a conclusão do diagnóstico e das medidas necessárias para reavaliar a necessidade de revisão das garantias físicas ainda neste ano, mas sua viabilidade dependerá de alterações legislativas e uma adequada previsibilidade, fazendo com que o início de sua implementação seja uma meta a ser perseguida ao longo da atual gestão", disse a pasta em nota.
Se a decisão for pela revisão, o trabalho será realizado "de forma transparente, previsível e com amplo diálogo... buscando maior acurácia nos dados de entrada, aprimoramento da metodologia de cálculo, mitigação de impactos e promoção de uma transição suave, se necessário", acrescentou.
As mudanças nos números de garantia são necessárias por questões como acúmulo de sedimentos nos reservatórios ao longo do tempo e a mudança climática, que reduziu significativamente as chuvas nos reservatórios hídricos do Nordeste nos últimos 20 anos, explicou o professor da Universidade de São Paulo (USP) e consultor em energia Dorel Ramos.
"Para os proprietários dos empreendimentos isso é vital, porque mexe no bolso diretamente. Para quem a garantia aumentar, favoravelmente, e para quem diminuir, reduz receita", afirmou ele, que defendeu a visão do governo de propor um período de transição no caso de mudanças.
"Elas estão defasadas... mas é um tema sensível. É importante o governo mostrar que está consciente do problema, querer olhar e corrigir. Dá um sinal positivo para o mercado o fato de que o governo não sinaliza que vai fazer nada de forma totalmente autocrática, impositiva", analisou.
TEMA POLÊMICO
A legislação prevê que as garantias físicas deveriam ser recalculadas a cada cinco anos, mas com limites de variação negativa de 5 por cento por usina a cada ciclo ou de 10 por cento ao longo de cada contrato de concessão.
Mas consecutivas gestões ignoraram o espinhoso tema --houve apenas uma revisão parcial em 2003, válida a partir de 2008, e uma em 2017, que não conseguiu garantir todo o corte necessário devido aos limites legais, escreveu o presidente da consultoria PSR, Luiz Barroso, em artigo no final do ano passado.
"Embora a metodologia... fosse absolutamente pública e estivesse sendo discutida com os agentes há anos, a mesma foi imediatamente judicializada por geradores que tiveram suas garantias reduzidas", apontou ele, que na época do processo presidia a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Na ocasião, Barroso chegou a propor que fosse feito um corte adicional de garantia em hidrelétricas antigas da Eletrobras e em Itaipu para equilibrar o sistema, dado que essas usinas não têm a receita atrelada à garantia, mas a ideia também enfrentou resistência e acabou engavetada.
Para o presidente do Fórum de Associações do Setor Elétrico (FASE), Mário Menel, uma forma de o governo evitar resistências seria colocar a discussão em um "pacote" que inclua também mudanças no chamado Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), sistema que visa mitigar riscos para geradores hídricos.
Atualmente há uma briga judicial bilionária no mercado de energia porque geradores obtiveram liminares para evitar custos causados pela baixa geração hídrica dos últimos anos que não conseguiram ser mitigados pelo MRE, o que vem sendo chamado de "risco hidrológico".
"Isso pode ser conduzido em bloco, daí tem um pacote, com pontos negativos a serem enfrentados, mas com algum ponto de compensação. Se só revisar a garantia física, vai ter uma gritaria geral", sugeriu Menel.
Em café da manhã com jornalistas na semana passada, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, deu sinais de que deve seguir esse caminho.
Ele colocou o fim da disputa sobre o risco hidrológico como prioridade e sinalizou que o tema será discutido em duas frentes, incluindo a reavaliação das garantias físicas como parte de uma "solução estrutural" para a questão.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/governo-busca-diagnostico-ainda-em-2019-sobre-oferta-de-energia-de-hidreletricas-23414776.html
quinta-feira, 31 de janeiro de 2019
quarta-feira, 30 de janeiro de 2019
Calor e problema de transmissão levam Brasil a importar energia de vizinhos
O forte calor que atingiu o país nas primeiras semanas de janeiro, somado a problemas ocorridos em algumas linhas de transmissão, levou o Brasil a importar emergencialmente energia elétrica do Uruguai e da Argentina, para melhorar a reserva interna disponível.
O diretor-geral do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), Luiz Eduardo Barata, disse que o que levou à importação não foi um problema de falta de energia, mas de potência e de reserva de potência. "Nós teríamos condições de atender a demanda sem a necessidade de importar energia dos dois países. Mas, por uma questão de reserva, nós solicitamos e fomos supridos por pouco mais de duas horas. Passada a hora de maior demanda, nós interrompemos o intercâmbio".
Maior nível de produção em 20 anos
No dia 22, o país atingiu o maior nível de produção de energia em duas décadas, em decorrência do aumento elevado do consumo, provocado pelas altas temperaturas registradas.
Barata informou que nas duas últimas semanas o país enfrentou alguns problemas, que começaram no Ceará, com a queda da linha Pecém-Fortaleza, no dia 11. Em seguida, fortes ventos derrubaram duas torres em Xingu, o que retirou do sistema um dos dois Bipolos do Madeira. Na Bahia houve ainda a derrubada da linha [de transmissão] Barreiras-Rio das Éguas, em razão de uma tentativa de roubo de material.
"Na semana subsequente, as condições se agravaram porque nós perdemos o segundo polo do Madeira por problemas no transformador, em Araraquara, e perdemos ainda a usina nuclear de Angra II. Além dos problemas operacionais, tivemos um aumento considerável da potência ao longo da tarde por causa do forte calor", disse Barata.
"Obviamente, nós solicitamos uma importação emergencial da Argentina e do Uruguai, mas isso faz parte, nós temos um acordo com os dois países para, no caso de distúrbios sérios, nos socorrermos mutuamente".
Barata informou que, na semana passada, o país novamente teve necessidade de recorrer aos países vizinhos. "Nós tivemos, na ponta, uma demanda maior do que a da véspera e, novamente, com a importação dos dois países, nós atendemos toda a carga demandada sem qualquer tipo de distúrbio de frequência ou tensão".
Intercâmbio entre os países
Para o diretor do ONS, mais que o socorro dos dois países "a robustez e a resiliência do Sistema Interligado possibilitaram que o país passasse por esses problemas sem que o consumidor final sequer ficasse sabendo do ocorrido".
Mas, mesmo admitindo a robustez do sistema, ele afirmou que "não podemos deixar de reconhecer a importância do intercâmbio com os países vizinhos. O que reforça a tese de que as interligações internacionais são absolutamente favoráveis ao aumento da confiabilidade do sistema, ao permitirem a ajuda mutua".
"Neste caso específico, o intercâmbio foi favorável à gente, mas por diversas vezes fomos nós que socorremos o sistema argentino por problemas de queda de linhas de transmissões. E esse tipo de atendimento não é realizado em troca de pagamento, mas de crédito em energia", esclareceu.
Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/redacao/2019/01/28/calor-energia-eletrica-ons.htm
terça-feira, 29 de janeiro de 2019
GSF pode custar R$ 22 bilhões em 2019, diz CCEE
O GSF (ajuste do risco hidrológico) pode custar R$ 22 bilhões em 2019, sendo R$ 15 bilhões pagos pelos consumidores atendidos pelas concessionárias de energia e R$ 7 bilhões pelos clientes do mercado livre, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) nesta segunda-feira, 28 de janeiro.
O GSF é um problema bem conhecido do setor elétrico, responsável pela judicialização do mercado de curto prazo desde 2015. Em suas falas, o ministro de Ministério de Minas e Energia, Bento Albuquerque, sempre diz que a solução para o problema tem prioridade máxima na agenda do novo governo. Em 2018, o GSF foi estimado em R$ 35 bilhões (ACR: 23 bi/ACL: R$ 12 bi)
A CCCE explicou que o cálculo do impacto financeiro do GSF no mercado de energia considera a diferença entre a energia alocada pelas usinas hidrelétricas participantes do MRE e o total das garantias físicas, valorado pelo PLD esperado. O Mecanismo de Realocação de Energia funciona como um condomínio para as hidrelétricas, em que os ônus e os bônus são compartilhados entre as usinas participantes. A CCEE informou que o ajuste do MRE está previsto em 82,9% neste ano, o que significa que a geração hidrelétrica ficará 17% abaixo do ideal.
A previsão de preço da energia no mercado à vista disparou por causa das chuvas que estão abaixo da média para o período. Nesta segunda-feira, a CCEE revisou suas projeções para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), elevando a média anual para a região Sudeste/Centro-Oeste de R$ 142/MWh para R$ 259,90/MWh em 2019, uma variação de 80,29%.
“Essa conjuntura com afluências mais baixas e níveis de reservatórios baixos, fizeram com que o preço subisse em todos os submercados”, explicou Camila Giglio, da Gerência de Preços da CCEE, durante a apresentação do InfoPLD, transmitido ao vivo pela internet.
Desde meados de dezembro, um sistema de alta pressão impede a chegada das chuvas nas cabeceiras dos rios. Esse sistema continua atuando em janeiro. Em janeiro, as afluências realizadas no Sudeste, responsável por 70% da capacidade de armazenamento hidrelétricas do país, ficou em 64% da média histórica. Também ficaram abaixo da média as chuvas nos subsistemas Nordeste (38%) e Norte (80%). Apenas o Sul (101%) encerrou o mês dentro da média esperada para o período.
O período entre novembro a abril é quando os reservatórios hidrelétricos voltam a encher. Essa recuperação é importante para dar segurança e tranquilidade de preço para a operação do sistema elétrico nacional. Contudo, o que se viu em janeiro foi a redução no nível de armazenamento do Sudeste (27,3%, queda de 0,3%) e Sul (48,7%, queda de 10,7%). Apresentaram recuperação os reservatórios do Nordeste (42,7%, alta de 2,7%) e Norte (28,8%, alta de 1,5%).
A situação pode ficar ainda pior em fevereiro. A previsão de Energias Naturais Afluentes (ENAs) indica chuvas abaixo da média em todos os submercados: 71% (SE/CO); 80% (Sul); 18% (NE); e 83% (Norte). “O destaque negativo fica para o Nordeste. A gente vinha de um histórico bastante esperançoso e otimista, mas agora a gente tem afluência de 18%”, disse Giglio.
Giglio também destacou a previsão de encargos para janeiro. Estima-se a cobrança de R$ 238 milhões de Encargo de Serviço do Sistema (ESSE), sendo R$ 76 milhões por restrição elétrica e R$ 161 milhões por reserva operativa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53088472/gsf-pode-custar-r-22-bilhoes-em-2019-diz-ccee
O GSF é um problema bem conhecido do setor elétrico, responsável pela judicialização do mercado de curto prazo desde 2015. Em suas falas, o ministro de Ministério de Minas e Energia, Bento Albuquerque, sempre diz que a solução para o problema tem prioridade máxima na agenda do novo governo. Em 2018, o GSF foi estimado em R$ 35 bilhões (ACR: 23 bi/ACL: R$ 12 bi)
A CCCE explicou que o cálculo do impacto financeiro do GSF no mercado de energia considera a diferença entre a energia alocada pelas usinas hidrelétricas participantes do MRE e o total das garantias físicas, valorado pelo PLD esperado. O Mecanismo de Realocação de Energia funciona como um condomínio para as hidrelétricas, em que os ônus e os bônus são compartilhados entre as usinas participantes. A CCEE informou que o ajuste do MRE está previsto em 82,9% neste ano, o que significa que a geração hidrelétrica ficará 17% abaixo do ideal.
A previsão de preço da energia no mercado à vista disparou por causa das chuvas que estão abaixo da média para o período. Nesta segunda-feira, a CCEE revisou suas projeções para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), elevando a média anual para a região Sudeste/Centro-Oeste de R$ 142/MWh para R$ 259,90/MWh em 2019, uma variação de 80,29%.
“Essa conjuntura com afluências mais baixas e níveis de reservatórios baixos, fizeram com que o preço subisse em todos os submercados”, explicou Camila Giglio, da Gerência de Preços da CCEE, durante a apresentação do InfoPLD, transmitido ao vivo pela internet.
Desde meados de dezembro, um sistema de alta pressão impede a chegada das chuvas nas cabeceiras dos rios. Esse sistema continua atuando em janeiro. Em janeiro, as afluências realizadas no Sudeste, responsável por 70% da capacidade de armazenamento hidrelétricas do país, ficou em 64% da média histórica. Também ficaram abaixo da média as chuvas nos subsistemas Nordeste (38%) e Norte (80%). Apenas o Sul (101%) encerrou o mês dentro da média esperada para o período.
O período entre novembro a abril é quando os reservatórios hidrelétricos voltam a encher. Essa recuperação é importante para dar segurança e tranquilidade de preço para a operação do sistema elétrico nacional. Contudo, o que se viu em janeiro foi a redução no nível de armazenamento do Sudeste (27,3%, queda de 0,3%) e Sul (48,7%, queda de 10,7%). Apresentaram recuperação os reservatórios do Nordeste (42,7%, alta de 2,7%) e Norte (28,8%, alta de 1,5%).
A situação pode ficar ainda pior em fevereiro. A previsão de Energias Naturais Afluentes (ENAs) indica chuvas abaixo da média em todos os submercados: 71% (SE/CO); 80% (Sul); 18% (NE); e 83% (Norte). “O destaque negativo fica para o Nordeste. A gente vinha de um histórico bastante esperançoso e otimista, mas agora a gente tem afluência de 18%”, disse Giglio.
Giglio também destacou a previsão de encargos para janeiro. Estima-se a cobrança de R$ 238 milhões de Encargo de Serviço do Sistema (ESSE), sendo R$ 76 milhões por restrição elétrica e R$ 161 milhões por reserva operativa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53088472/gsf-pode-custar-r-22-bilhoes-em-2019-diz-ccee
segunda-feira, 28 de janeiro de 2019
Estudo da AEN indica que descarbonização traz impactos a sistemas elétricos
Relatório da Agência de Energia Nuclear mostra que o aumento da participação de fontes de energia variáveis resultou em grandes ineficiências impostas a todo o sistema elétrico. Esses custos do sistema não são devidamente reconhecidos pelas atuais estruturas de mercado e atualmente são suportados pelo sistema em geral de uma maneira que torna difícil a tomada de decisões e investimentos. O documento “Os Custos da Descarbonização: Custos dos sistemas com altas participações de Nucleares e Renováveis”, sinaliza que há tecnologias maduras e de baixo carbono para ajudar os países a atingir as metas, como a solar e eólica, hidroeletricidade e energia nuclear. De acordo com o estudo, o compromisso de redução de emissões não está caminhando no modo correto para atingir as metas estipuladas, nem mesmo por países que tem condições de atuar com mais intensidade neste processo.
A Agência de Energia Nuclear alerta que sem a introdução de novas políticas de mercado de energia, é improvável que essa situação de ineficiência mude. Segundo o estudo, é fundamental a criação de estruturas e longo prazo que forneçam estabilidade e confiança aos investidores em todas as tecnologias de geração de baixo carbono. Outra necessidade apontada é a do realinhamento dos sistemas e mercados para a garantia da segurança do fornecimento e da confiabilidade do sistema.
Para William D. Magwood, diretor geral da NEA, atingir as metas de redução de emissão exigirá o uso de todos esses recursos de baixo carbono. uma maneira economicamente saudável. O estudo foi lançado na Hungria, que importa até metade de sua eletricidade nos períodos de pico. Segundo János Süli, ministro responsável por um novo projeto nuclear no pás, o estudo traz importantes insights para o país, que que garantir o mais alto padrão de segurança do fornecimento de eletricidade a um custo acessível para os consumidores.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53088230/estudo-da-aen-indica-que-descarbonizacao-traz-impactos-a-sistemas-eletricos
A Agência de Energia Nuclear alerta que sem a introdução de novas políticas de mercado de energia, é improvável que essa situação de ineficiência mude. Segundo o estudo, é fundamental a criação de estruturas e longo prazo que forneçam estabilidade e confiança aos investidores em todas as tecnologias de geração de baixo carbono. Outra necessidade apontada é a do realinhamento dos sistemas e mercados para a garantia da segurança do fornecimento e da confiabilidade do sistema.
Para William D. Magwood, diretor geral da NEA, atingir as metas de redução de emissão exigirá o uso de todos esses recursos de baixo carbono. uma maneira economicamente saudável. O estudo foi lançado na Hungria, que importa até metade de sua eletricidade nos períodos de pico. Segundo János Süli, ministro responsável por um novo projeto nuclear no pás, o estudo traz importantes insights para o país, que que garantir o mais alto padrão de segurança do fornecimento de eletricidade a um custo acessível para os consumidores.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53088230/estudo-da-aen-indica-que-descarbonizacao-traz-impactos-a-sistemas-eletricos
sexta-feira, 25 de janeiro de 2019
Washington vai usar apenas energia renovável até 2032
A cidade de Washington tem um desafio grande na área de energia para os próximos anos. Uma lei, assinada na semana passada, estipula que, até 2032, sejam usadas apenas fontes renováveis para abastecer a rede elétrica da cidade. A lei também estipula um aumento do uso da energia solar – com uma meta de 10% até 2041.
“É a meta mais ambiciosa de energia limpa nos Estados Unidos”, afirma Mark Rodeffer, responsável pela ONG Sierra Club. O prazo é 13 anos menor do que os estipulados pela Califórnia e pelo Havaí, que também estão caminhando em direção ao uso apenas de energia renovável. Mais de 90 cidades norte-americanas têm o mesmo objetivo.
“Eu acho que isso é especialmente interessante porque há menos de três anos, a meta de Washington era alcançar 50% de energia renovável até 2032”, afirma Jay Orfield, da ONG Natural Resources Defense Council à Fast Company. “Isso diz muito sobre as fontes renováveis de energia – o preço continua a cair e a percepção de que é preciso tomar ações contra as mudanças climáticas tem crescido.”
Washington tem também metas para adotar mais carros elétricos. Até 2045, todos os ônibus, táxis, limusines e frotas privadas com mais de 50 veículos precisarão ter emissão zero de poluentes. A lei tem uma parte especial para os edifícios, que representam três quartos das emissões de gases estufa da cidade. Washington já tem um programa inovador que exige que os maiores prédios reportem seu uso de energia. Em alguns anos, esses prédios terão que seguir novas normas de uso sustentável de energia, ou seja, provavelmente terão que renovar seus sistemas de aquecimento e ar-condicionado.
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Mundo/noticia/2019/01/washington-vai-usar-apenas-energia-renovavel-ate-2032.html
“É a meta mais ambiciosa de energia limpa nos Estados Unidos”, afirma Mark Rodeffer, responsável pela ONG Sierra Club. O prazo é 13 anos menor do que os estipulados pela Califórnia e pelo Havaí, que também estão caminhando em direção ao uso apenas de energia renovável. Mais de 90 cidades norte-americanas têm o mesmo objetivo.
“Eu acho que isso é especialmente interessante porque há menos de três anos, a meta de Washington era alcançar 50% de energia renovável até 2032”, afirma Jay Orfield, da ONG Natural Resources Defense Council à Fast Company. “Isso diz muito sobre as fontes renováveis de energia – o preço continua a cair e a percepção de que é preciso tomar ações contra as mudanças climáticas tem crescido.”
Washington tem também metas para adotar mais carros elétricos. Até 2045, todos os ônibus, táxis, limusines e frotas privadas com mais de 50 veículos precisarão ter emissão zero de poluentes. A lei tem uma parte especial para os edifícios, que representam três quartos das emissões de gases estufa da cidade. Washington já tem um programa inovador que exige que os maiores prédios reportem seu uso de energia. Em alguns anos, esses prédios terão que seguir novas normas de uso sustentável de energia, ou seja, provavelmente terão que renovar seus sistemas de aquecimento e ar-condicionado.
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Mundo/noticia/2019/01/washington-vai-usar-apenas-energia-renovavel-ate-2032.html
quinta-feira, 24 de janeiro de 2019
Consumo de energia bate recorde e atinge demanda máxima de 89.114 MW
As altas temperaturas têm levado o País a bater seguidos recordes de consumo. Segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a demanda máxima no Sistema Interligado Nacional (SIN) alcançou os 89.114 MW na tarde desta quarta-feira, 23, no quarto recorde anotado este mês. O recorde anterior, de 87.489 MW, foi observado na terça-feira, às 15h26.
O ONS também observou novo recorde de carga no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com pico de 53.143 MW. O recorde anterior era de 52.771 MW, às 14h17, também no dia 22 de janeiro.
Em nota, o ONS comentou que o sistema está operando com algumas restrições, devido às indisponibilidades da usina de Angra 2 e dos polos 1 e 3 do linhão do Madeira, o que limita em 50% o escoamento da energia das hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau. “Em função disso, foi necessário importar 1.200 MW da Argentina e 400 MW do Uruguai para atender a ponta”, comentou o operador, salientando que não houve interrupção no fornecimento de energia.
Leia mais em: https://istoe.com.br/consumo-de-energia-bate-recorde-e-atinge-demanda-maxima-de-89-114-mw/
O ONS também observou novo recorde de carga no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com pico de 53.143 MW. O recorde anterior era de 52.771 MW, às 14h17, também no dia 22 de janeiro.
Em nota, o ONS comentou que o sistema está operando com algumas restrições, devido às indisponibilidades da usina de Angra 2 e dos polos 1 e 3 do linhão do Madeira, o que limita em 50% o escoamento da energia das hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau. “Em função disso, foi necessário importar 1.200 MW da Argentina e 400 MW do Uruguai para atender a ponta”, comentou o operador, salientando que não houve interrupção no fornecimento de energia.
Leia mais em: https://istoe.com.br/consumo-de-energia-bate-recorde-e-atinge-demanda-maxima-de-89-114-mw/
quarta-feira, 23 de janeiro de 2019
Com calor, consumo de energia bate novo recorde
O forte calor com elevadas temperaturas das últimas semanas continua provocando novos recordes de consumo de energia no país. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico, por volta das 15h30 desta terça-feira foi registrado a demanda máxima de cerca de 87.500 megawatts (MW), no Sistema Interligado Nacional (SIN). O recorde anterior foi de 87.183 MW no dia 16 de janeiro deste ano.
A região Sudeste/Centro-Oeste também registrou recorde de consumo de energia nesta terça-feira, com um pico de carga de cerca de 52.700 MW, superando o recorde anterior que foi de 52.323 MW ocorridos também no dia 16 de janeiro de 2019.
O nível dos reservatórios das principais usinas na região Sudeste/Centro-Oeste está em torno de 27,77%, mesmo nível atingido em agosto do ano passado e praticamente o mesmo nível desde dezembro. Na região Nordeste, o nível dos reservatórios está em 42,46%, depois de ter chegado a 25,74 % em outubro.
Já na região Norte, o nível dos reservatórios está em 29,4%. Já na região Sul, o volume de água armazenada nos principais reservatórios está em 51,30%. O país está hoje no chamado período de chuvas, que vai de novembro a abril.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/com-calor-consumo-de-energia-bate-novo-recorde-23392974
A região Sudeste/Centro-Oeste também registrou recorde de consumo de energia nesta terça-feira, com um pico de carga de cerca de 52.700 MW, superando o recorde anterior que foi de 52.323 MW ocorridos também no dia 16 de janeiro de 2019.
O nível dos reservatórios das principais usinas na região Sudeste/Centro-Oeste está em torno de 27,77%, mesmo nível atingido em agosto do ano passado e praticamente o mesmo nível desde dezembro. Na região Nordeste, o nível dos reservatórios está em 42,46%, depois de ter chegado a 25,74 % em outubro.
Já na região Norte, o nível dos reservatórios está em 29,4%. Já na região Sul, o volume de água armazenada nos principais reservatórios está em 51,30%. O país está hoje no chamado período de chuvas, que vai de novembro a abril.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/com-calor-consumo-de-energia-bate-novo-recorde-23392974
terça-feira, 22 de janeiro de 2019
Aneel inicia debate sobre regra que subsidia a energia solar
Uma regra que concede um subsídio para consumidores que instalam painéis solares (fotovoltaicos) em suas casas, começa a ser revista nesta terça-feira, dia 22, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Criada em 2012 para incentivar a geração distribuída, ela confere redução de 80% a 90% nas contas de luz desses usuários. Para isso, basta ter espaço e dinheiro - um sistema residencial custa de R$ 15 mil a R$ 25 mil. Parte dessa economia é repassada para as tarifas de energia dos demais usuários que não fazem esse investimento. Para especialistas, o benefício pode ser considerado perverso.
A maior parte do subsídio é dada na taxa de uso da rede. Esses consumidores, também chamados de "prosumidores", têm acesso a um sistema de compensação: a energia que geram cria créditos, que são descontados do consumo efetivo. Nos sistemas remotos, é possível gerar energia em uma fazenda e usar os créditos no local e em um apartamento a quilômetros de distância, por exemplo.
Por mais que gerem toda a energia que consomem, os prosumidores dependem das distribuidoras, cujas redes funcionam, na prática, como armazenadoras do volume gerado e não consumido. Para injetar a energia gerada pelos painéis de dia, é preciso utilizar a rede de postes e a fiação das empresas, assim como para receber eletricidade à noite.
O valor pago por esses consumidores às distribuidoras corresponde ao consumo líquido - ou seja, a diferença entre o que foi gerado e o que foi consumido. Quem gera mais do que consome paga às empresas apenas uma taxa de disponibilidade da rede, de cerca de R$ 50,00 mensais, valor menor do que a remuneração que deveria ser paga pelo uso das redes. Esses usuários, caso gerem no mínimo o que consomem, também não pagam os subsídios do setor elétrico, conta de R$ 20 bilhões embutida nas tarifas de usuários de todo o País. Em ambos os casos, os demais clientes pagam a parte dos que aderiram à energia solar.
A redução do custo dos painéis solares, aliada à política de financiamento de geração distribuída de bancos públicos e aos reajustes da conta de luz acima da inflação, gerou uma corrida de clientes à nova tecnologia. Empresas que fazem a instalação dessas placas em residências afirmam que o retorno do investimento se dá em um prazo médio de cinco anos - cerca de 20% ao ano, mais que o dobro do rendimento dos títulos do Tesouro Direto. O BNDES, por exemplo, financia até 100% do investimento, com prazo de pagamento de 120 meses, carência de dois anos e juros a TLP ou Selic.
Atualmente, o País conta com 53 mil sistemas conectados, com potência instalada de 661,3 megawatts, o suficiente para abastecer uma cidade como Curitiba (PR), com cerca de dois milhões de habitantes. Há apenas um mês, eram 48 mil conexões e 592 MW, um crescimento de mais de 10%. Quanto maior o número de usuários com painéis solares, maior a conta dos demais consumidores.
Assunto é polêmico
O presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia (Abrace), Edvaldo Alves de Santana, classifica o subsídio aos painéis solares como perverso. "Todo o subsídio é perverso, só que uns são mais que outros. É o caso do subsídio para instalação de placas fotovoltaicas. O pobre, que não pode tê-las, paga para o rico", disse. "É um contrassenso a Aneel manter um subsídio desse tipo enquanto o governo defende a redução desses custos", disse, em referência ao decreto publicado no fim do ano passado, que cortou os benefícios de irrigantes, elaborado pelo Ministério de Minas e Energia (MME).
O presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, defende o modelo atual. Na avaliação dele, o sistema tem custos, mas gera mais benefícios para a sociedade e contribui para manter a matriz energética limpa. "As distribuidoras são contra porque elas estão perdendo receitas privadas."
A Absolar afirma que os usuários de geração distribuída investiram R$ 2,5 bilhões em sistemas desde 2012. Cerca de sete mil empresas atuam na área, com cerca de 20 mil empregos gerados. "Isso é só o começo. Seria prematuro e negativo rever esse modelo agora. Isso vai contra o interesse da sociedade", disse Sauaia.
O diretor da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marco Delgado, calcula que o subsídio aos painéis solares custe R$ 270 milhões por ano aos demais consumidores. Se as regras atuais forem mantidas, o valor pode chegar a R$ 1 bilhão já em 2020, diz o executivo.
"O subsídio é injustificado. Pelo ganho de escala, tecnologia e competição, a geração distribuída já pode pagar adequadamente pelos serviços prestados pelas redes elétricas", afirmou Delgado. "Não é questão de pagar mais, e sim pagar o que é o adequado." Na avaliação dele, a revisão do modelo vai continuar a dar retorno aos usuários, com taxas de retorno superiores à da poupança, por exemplo.
Há divergência até mesmo na Aneel
O tema gerou polêmica até mesmo dentro da agência reguladora. Uma nota técnica preparada sobre o assunto sugere a manutenção da política atual e estende o subsídio para consolidação da tecnologia, até que as placas solares atinjam um determinado marco, de pouco mais de 3 mil MW para sistemas locais e de 1,25 mil MW para sistemas remotos.
Paineis solares na cobertura do prédio do Ministério de Minas e Energia
Paineis solares na cobertura do prédio do Ministério de Minas e Energia
Foto: José Cruz/Agência Brasil / Estadão
Outra nota técnica da Aneel avalia que a questão deve ser tratada de imediato por causa dos impactos dos subsídios aos demais consumidores. "Num primeiro momento a redução de consumo só compromete o faturamento das distribuidoras, e num segundo momento são os demais consumidores que arcam com os custos não recuperados", diz o documento.
Relator do processo na Aneel, o diretor Rodrigo Limp disse que a agência vai apresentar uma proposta de revisão da norma. "Sabemos que o modelo atual não é sustentável no longo prazo. A questão é encontrar um equilíbrio para não retirar a competitividade da geração distribuída", disse. Ele avalia, no entanto, que a geração distribuída ainda tem potencial para se desenvolver mais no País.
Para o presidente da consultoria de energia PSR, Luiz Barroso, este é o momento para rever a norma e implantar a tarifa binômia - modelo que separa o custo da energia do gasto com o transporte. "O ideal é resolver o problema enquanto o montante de painéis solares ainda é pequeno. Botar a pasta de dente de volta ao tubo depois que apertou é sempre mais difícil", comparou.
Leia mais em: https://www.terra.com.br/economia/aneel-inicia-debate-sobre-regra-que-subsidia-a-energia-solar,6c7998a7bf22aabbd3dff089b14fd47ai3cuuu5c.html
A maior parte do subsídio é dada na taxa de uso da rede. Esses consumidores, também chamados de "prosumidores", têm acesso a um sistema de compensação: a energia que geram cria créditos, que são descontados do consumo efetivo. Nos sistemas remotos, é possível gerar energia em uma fazenda e usar os créditos no local e em um apartamento a quilômetros de distância, por exemplo.
Por mais que gerem toda a energia que consomem, os prosumidores dependem das distribuidoras, cujas redes funcionam, na prática, como armazenadoras do volume gerado e não consumido. Para injetar a energia gerada pelos painéis de dia, é preciso utilizar a rede de postes e a fiação das empresas, assim como para receber eletricidade à noite.
O valor pago por esses consumidores às distribuidoras corresponde ao consumo líquido - ou seja, a diferença entre o que foi gerado e o que foi consumido. Quem gera mais do que consome paga às empresas apenas uma taxa de disponibilidade da rede, de cerca de R$ 50,00 mensais, valor menor do que a remuneração que deveria ser paga pelo uso das redes. Esses usuários, caso gerem no mínimo o que consomem, também não pagam os subsídios do setor elétrico, conta de R$ 20 bilhões embutida nas tarifas de usuários de todo o País. Em ambos os casos, os demais clientes pagam a parte dos que aderiram à energia solar.
A redução do custo dos painéis solares, aliada à política de financiamento de geração distribuída de bancos públicos e aos reajustes da conta de luz acima da inflação, gerou uma corrida de clientes à nova tecnologia. Empresas que fazem a instalação dessas placas em residências afirmam que o retorno do investimento se dá em um prazo médio de cinco anos - cerca de 20% ao ano, mais que o dobro do rendimento dos títulos do Tesouro Direto. O BNDES, por exemplo, financia até 100% do investimento, com prazo de pagamento de 120 meses, carência de dois anos e juros a TLP ou Selic.
Atualmente, o País conta com 53 mil sistemas conectados, com potência instalada de 661,3 megawatts, o suficiente para abastecer uma cidade como Curitiba (PR), com cerca de dois milhões de habitantes. Há apenas um mês, eram 48 mil conexões e 592 MW, um crescimento de mais de 10%. Quanto maior o número de usuários com painéis solares, maior a conta dos demais consumidores.
Assunto é polêmico
O presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia (Abrace), Edvaldo Alves de Santana, classifica o subsídio aos painéis solares como perverso. "Todo o subsídio é perverso, só que uns são mais que outros. É o caso do subsídio para instalação de placas fotovoltaicas. O pobre, que não pode tê-las, paga para o rico", disse. "É um contrassenso a Aneel manter um subsídio desse tipo enquanto o governo defende a redução desses custos", disse, em referência ao decreto publicado no fim do ano passado, que cortou os benefícios de irrigantes, elaborado pelo Ministério de Minas e Energia (MME).
O presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, defende o modelo atual. Na avaliação dele, o sistema tem custos, mas gera mais benefícios para a sociedade e contribui para manter a matriz energética limpa. "As distribuidoras são contra porque elas estão perdendo receitas privadas."
A Absolar afirma que os usuários de geração distribuída investiram R$ 2,5 bilhões em sistemas desde 2012. Cerca de sete mil empresas atuam na área, com cerca de 20 mil empregos gerados. "Isso é só o começo. Seria prematuro e negativo rever esse modelo agora. Isso vai contra o interesse da sociedade", disse Sauaia.
O diretor da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marco Delgado, calcula que o subsídio aos painéis solares custe R$ 270 milhões por ano aos demais consumidores. Se as regras atuais forem mantidas, o valor pode chegar a R$ 1 bilhão já em 2020, diz o executivo.
"O subsídio é injustificado. Pelo ganho de escala, tecnologia e competição, a geração distribuída já pode pagar adequadamente pelos serviços prestados pelas redes elétricas", afirmou Delgado. "Não é questão de pagar mais, e sim pagar o que é o adequado." Na avaliação dele, a revisão do modelo vai continuar a dar retorno aos usuários, com taxas de retorno superiores à da poupança, por exemplo.
Há divergência até mesmo na Aneel
O tema gerou polêmica até mesmo dentro da agência reguladora. Uma nota técnica preparada sobre o assunto sugere a manutenção da política atual e estende o subsídio para consolidação da tecnologia, até que as placas solares atinjam um determinado marco, de pouco mais de 3 mil MW para sistemas locais e de 1,25 mil MW para sistemas remotos.
Paineis solares na cobertura do prédio do Ministério de Minas e Energia
Paineis solares na cobertura do prédio do Ministério de Minas e Energia
Foto: José Cruz/Agência Brasil / Estadão
Outra nota técnica da Aneel avalia que a questão deve ser tratada de imediato por causa dos impactos dos subsídios aos demais consumidores. "Num primeiro momento a redução de consumo só compromete o faturamento das distribuidoras, e num segundo momento são os demais consumidores que arcam com os custos não recuperados", diz o documento.
Relator do processo na Aneel, o diretor Rodrigo Limp disse que a agência vai apresentar uma proposta de revisão da norma. "Sabemos que o modelo atual não é sustentável no longo prazo. A questão é encontrar um equilíbrio para não retirar a competitividade da geração distribuída", disse. Ele avalia, no entanto, que a geração distribuída ainda tem potencial para se desenvolver mais no País.
Para o presidente da consultoria de energia PSR, Luiz Barroso, este é o momento para rever a norma e implantar a tarifa binômia - modelo que separa o custo da energia do gasto com o transporte. "O ideal é resolver o problema enquanto o montante de painéis solares ainda é pequeno. Botar a pasta de dente de volta ao tubo depois que apertou é sempre mais difícil", comparou.
Leia mais em: https://www.terra.com.br/economia/aneel-inicia-debate-sobre-regra-que-subsidia-a-energia-solar,6c7998a7bf22aabbd3dff089b14fd47ai3cuuu5c.html
segunda-feira, 21 de janeiro de 2019
Geração de energia eólica cresce 15% em 2018, diz CCEE
A geração de energia eólica em operação comercial no país cresceu 15% de janeiro a outubro em relação ao mesmo período do ano passado, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em nota ao mercado na última quinta-feira, 20.
As usinas movidas pela força do vento produziram 5.197,26 MW médios frente aos 4.527 MW médios entregues ao Sistema Interligado Nacional (SIN) em 2017. A representatividade da fonte eólica em relação a toda energia gerada no período alcançou 8,3%. A fonte hidráulica (incluindo as pequenas centrais hidrelétricas) foi responsável por 71,3% do total e as usinas térmicas responderam por 20,4% incluindo as usinas solares.
Ao final de outubro, a CCEE contabilizou 557 usinas eólicas em operação comercial no país que somavam 14.214 MW em capacidade instalada, número 16% superior frente aos 12.250 MW de capacidade das 480 unidades geradoras existentes em outubro de 2017.
Quando a análise foca na geração por estado, o Rio Grande do Norte se mantém como maior produtor de energia eólica no país com 1.473,3 MW médios de energia entregues nos primeiros dez meses de 2018. Na sequência, aparecem a Bahia com 1.236,4 MW médios produzidos, o Ceará com 732,4 MW médios, o Piauí com 648,4 MW médios, e o Rio Grande do Sul com 617,4 MW médios.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53085242/geracao-de-energia-eolica-cresce-15-em-2018-diz-ccee
As usinas movidas pela força do vento produziram 5.197,26 MW médios frente aos 4.527 MW médios entregues ao Sistema Interligado Nacional (SIN) em 2017. A representatividade da fonte eólica em relação a toda energia gerada no período alcançou 8,3%. A fonte hidráulica (incluindo as pequenas centrais hidrelétricas) foi responsável por 71,3% do total e as usinas térmicas responderam por 20,4% incluindo as usinas solares.
Ao final de outubro, a CCEE contabilizou 557 usinas eólicas em operação comercial no país que somavam 14.214 MW em capacidade instalada, número 16% superior frente aos 12.250 MW de capacidade das 480 unidades geradoras existentes em outubro de 2017.
Quando a análise foca na geração por estado, o Rio Grande do Norte se mantém como maior produtor de energia eólica no país com 1.473,3 MW médios de energia entregues nos primeiros dez meses de 2018. Na sequência, aparecem a Bahia com 1.236,4 MW médios produzidos, o Ceará com 732,4 MW médios, o Piauí com 648,4 MW médios, e o Rio Grande do Sul com 617,4 MW médios.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53085242/geracao-de-energia-eolica-cresce-15-em-2018-diz-ccee
sexta-feira, 18 de janeiro de 2019
Energia solar deve crescer 44% no Brasil em 2019
O Brasil deverá ter um salto de 44% na capacidade instalada de energia solar em 2019, o que levaria o país à marca de 3,3 gigawatts (GW) da fonte em operação, projetou em entrevista à Reuters o presidente da Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), Rodrigo Sauaia.
O ano também deve marcar uma virada para o mercado solar brasileiro, segundo a entidade, com a expansão puxada pela primeira vez pela chamada geração distribuída — em que placas solares em telhados ou terrenos geram energia para atender à demanda de casas ou de estabelecimentos comerciais e indústrias.
Os projetos de geração distribuída (GD) deverão acrescentar 628,5 megawatts (MW) em capacidade solar ao país, um crescimento de 125%, enquanto grandes usinas fotovoltaicas devem somar 383 MW até o final do ano, um avanço de 21%.
Futuro ministro de Minas e Energia diz que concluir Angra 3 é prioridade
"É uma marca importante para a geração distribuída. Aquela visão do passado de que a GD é cara não se sustenta mais, ela se tornou uma opção acessível, e existem diversas linhas de financiamento. A GD está ganhando participação no mercado brasileiro", disse o presidente da Absolar.
Entre 2017 e 2018, a geração distribuída já havia mostrado ritmo mais forte, com expansão de 172%, contra 86% nas grandes usinas, mas os projetos de GD, menores, adicionaram naquele período 317 MW, contra 828 MW dos empreendimentos de grande porte, viabilizados após leilões de energia do governo.
Com a disparada das tarifas de energia no Brasil desde 2015 e a redução nos custos de equipamentos fotovoltaicos, os investimentos em GD podem ser recuperados em um período de três a sete anos, de acordo com Sauaia.
A nova dinâmica é resultado também da recente crise financeira atravessada pelo Brasil, que reduziu a demanda por eletricidade e levou ao cancelamento de um leilão de contratação de usinas renováveis em 2016.
Depois, em 2017 e 2018, as contratações de grandes usinas solares foram retomadas, mas os projetos viabilizados nos últimos leilões têm obrigação contratual de iniciar operação em 2021 e 2022, enquanto a geração distribuída tem continuado a crescer em ritmo acelerado.
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"Com isso, esse ano de 2019, e até 2020, serão anos de enorme desafio para a geração centralizada... A Absolar recomenda que o novo governo estruture um planejamento previsível, com continuidade de contratação, para que o setor consiga se planejar", disse Sauaia, acrescentando que o cancelamento de leilões em 2016 gerou enorme frustração em investidores.
A Absolar estima que a expansão da fonte neste ano deverá gerar investimentos totais de 5,2 bilhões de reais, com cerca de 3 bilhões de reais para a geração distribuída.
Apesar da forte expansão, a energia solar ainda tem presença incipiente na matriz elétrica do Brasil, dominada por grandes hidrelétricas. A fonte responde atualmente por cerca de 1% da capacidade instalada no país, de acordo com dados da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica).
Investidores
O mercado solar brasileiro é liderado atualmente pela italiana Enel, que possui 703 MW em capacidade em usinas solares em operação no país, seguida pela francesa Engie, com 218 MW e pela Atlas Renewable Energy, da empresa de investimentos britânica Actis, com 174 MW, segundo dados da consultoria ePowerBay.
O ranking poderá ainda em breve ser liderado pela chinesa CGN Energy International, que está em processo de aquisição de 450 MW em usinas solares da Enel, em negócio anunciado na quarta-feira.
A transação, quando concretizada, deve deixar a Enel na vice-liderança.
Também se destacam no setor solar do Brasil a Omega Geração e a francesa EDF (com 160,5 MW cada), a norte-americana AES, com a controlada AES Tietê (150 MW), a norueguesa Scatec (132 megawatts) e a espanhola GPG, da Naturgy (ex-Gas Natural Fenosa, com 120 MW), segundo o ranking da ePowerBay.
Leia mais em: https://noticias.r7.com/economia/energia-solar-deve-crescer-44-no-brasil-em-2019-17012019
O ano também deve marcar uma virada para o mercado solar brasileiro, segundo a entidade, com a expansão puxada pela primeira vez pela chamada geração distribuída — em que placas solares em telhados ou terrenos geram energia para atender à demanda de casas ou de estabelecimentos comerciais e indústrias.
Os projetos de geração distribuída (GD) deverão acrescentar 628,5 megawatts (MW) em capacidade solar ao país, um crescimento de 125%, enquanto grandes usinas fotovoltaicas devem somar 383 MW até o final do ano, um avanço de 21%.
Futuro ministro de Minas e Energia diz que concluir Angra 3 é prioridade
"É uma marca importante para a geração distribuída. Aquela visão do passado de que a GD é cara não se sustenta mais, ela se tornou uma opção acessível, e existem diversas linhas de financiamento. A GD está ganhando participação no mercado brasileiro", disse o presidente da Absolar.
Entre 2017 e 2018, a geração distribuída já havia mostrado ritmo mais forte, com expansão de 172%, contra 86% nas grandes usinas, mas os projetos de GD, menores, adicionaram naquele período 317 MW, contra 828 MW dos empreendimentos de grande porte, viabilizados após leilões de energia do governo.
Com a disparada das tarifas de energia no Brasil desde 2015 e a redução nos custos de equipamentos fotovoltaicos, os investimentos em GD podem ser recuperados em um período de três a sete anos, de acordo com Sauaia.
A nova dinâmica é resultado também da recente crise financeira atravessada pelo Brasil, que reduziu a demanda por eletricidade e levou ao cancelamento de um leilão de contratação de usinas renováveis em 2016.
Depois, em 2017 e 2018, as contratações de grandes usinas solares foram retomadas, mas os projetos viabilizados nos últimos leilões têm obrigação contratual de iniciar operação em 2021 e 2022, enquanto a geração distribuída tem continuado a crescer em ritmo acelerado.
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"Com isso, esse ano de 2019, e até 2020, serão anos de enorme desafio para a geração centralizada... A Absolar recomenda que o novo governo estruture um planejamento previsível, com continuidade de contratação, para que o setor consiga se planejar", disse Sauaia, acrescentando que o cancelamento de leilões em 2016 gerou enorme frustração em investidores.
A Absolar estima que a expansão da fonte neste ano deverá gerar investimentos totais de 5,2 bilhões de reais, com cerca de 3 bilhões de reais para a geração distribuída.
Apesar da forte expansão, a energia solar ainda tem presença incipiente na matriz elétrica do Brasil, dominada por grandes hidrelétricas. A fonte responde atualmente por cerca de 1% da capacidade instalada no país, de acordo com dados da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica).
Investidores
O mercado solar brasileiro é liderado atualmente pela italiana Enel, que possui 703 MW em capacidade em usinas solares em operação no país, seguida pela francesa Engie, com 218 MW e pela Atlas Renewable Energy, da empresa de investimentos britânica Actis, com 174 MW, segundo dados da consultoria ePowerBay.
O ranking poderá ainda em breve ser liderado pela chinesa CGN Energy International, que está em processo de aquisição de 450 MW em usinas solares da Enel, em negócio anunciado na quarta-feira.
A transação, quando concretizada, deve deixar a Enel na vice-liderança.
Também se destacam no setor solar do Brasil a Omega Geração e a francesa EDF (com 160,5 MW cada), a norte-americana AES, com a controlada AES Tietê (150 MW), a norueguesa Scatec (132 megawatts) e a espanhola GPG, da Naturgy (ex-Gas Natural Fenosa, com 120 MW), segundo o ranking da ePowerBay.
Leia mais em: https://noticias.r7.com/economia/energia-solar-deve-crescer-44-no-brasil-em-2019-17012019
quinta-feira, 17 de janeiro de 2019
Consumo de energia bate recorde nesta quarta, com pico de 87 mil megawatts
As elevadas temperaturas registradas em quase todo país fizeram com que, por volta das 15h40 desta quarta-feira, fosse registrado recorde de consumo de energia elétrica , o maior desde 2014, com um pico de consumo de 87 mil megawatts (MW). De acordo com o o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), foram registrados dois recordes consecutivos de carga de energia gerada no Sistema Interligado Nacional (SIN): na terça-feira e nesta quarta.
“No dia 15 de janeiro às 15h39, a demanda máxima do sistema atingiu 85.800 megawatts (MW). Mas na tarde desta quarta-feira, 16 de janeiro, ocorreu um novo recorde de carga quando a demanda máxima ultrapassou os 87.000 MW”.
Segundo o ONS, que atribui os recordes às altas temperaturas registradas em todas as regiões, o recorde anterior tinha ocorrido no dia 05 de fevereiro de 2014, quando foi registrado um pico de 85.708 MW, às 15h41.
De acordo com o Operador Nacional do Sistema, os recordes aconteceram "em dias atípicos, com algumas restrições importantes no sistema de operação." A primeira se refere à indisponibilidade do bipolo (linha de transmissão) de Belo Monte. A segunda se deve à indisponibilidade do polo 1 do elo de corrente contínua da linha de transmissão do Madeira, decorrente de um problema técnico na subestação de Porto Velho.
"A causa ainda está sendo objeto de análise pelo agente. Apesar dessas ocorrências no SIN, não houve interrupção no fornecimento de energia, sendo atendidos os critérios de operação referentes à tensão e frequência. "
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/
quarta-feira, 16 de janeiro de 2019
Geração eólica chega próxima a 5 mil MW médios em 2018
O Brasil encerrou o ano com 14.433,49 MW em capacidade instalada no setor eólico. Desse volume, 13.463,77 MW são conjuntos que se relacionam com o Operador Nacional do Sistema Elétrico. A geração eólica no Sistema Interligado Nacional ficou em um patamar próximo a 5 mil MW médios, o maior volume dos últimos três anos. Contudo, o fator de capacidade médio do SIN foi o menor quando comparado aos anos de 2016 e 2017, com cerca de 35%, mais de 40% de 2017 e algo próximo a 48% de 2016.
Ao final do ano passado a região Nordeste concentrava 83,5% de todos os parques eólicos nacionais, com 12.050 MW. O sul vem em segundo lugar com 2.080 MW. No Norte há 274,82 MW e no Sudeste apenas 28,21 MW. O fator de capacidade médio no NE ficou pouco abaixo de 40% em 2018, em 2017 esse patamar esteve acima de 40%.
Em seu relatório mensal da geração eólica referente a dezembro, o Operador destacou que os desvios mensais de geração eólica verificada em relação à prevista foram menores que 1% nos subsistemas Norte e Nordeste e no SIN.
Em termos de geração média horária dos últimos seis meses, a linha referente a dezembro é a mais baixa nesse comparativo ficando em uma faixa localizada entre um patamar próximo a 4 mil MW médios e 6 mil MW médios. Na outra ponta está o mês de setembro, quando a geração ficou e uma faixa onde o volume mínimo era de 6 mil MW médios a até mais de 8 mil ME médios nessa média horária.
Não à toa que o recorde de histórico e anual na base diária foi registrado pelo ONS no dia 12 de setembro quando alcançou 8.983,58 MW no SIN, representando 13,98% da carga ao fator de capacidade de 72,30%. No mês de dezembro a maior geração nessa base foi de 7.541,67 MW, 10,49% da carga e fator de capacidade de 55,11%. Já na base horária esse recorde ainda é o de 22 de novembro, quando a geração eólica somou 10.299,47 MW à 1h daquele dia, um fator de capacidade de 79,94%, representando 17,88% da carga do SIN. No mês a essa base de comparação o valor ficou em 8.513,84 MW, representando 11,42% da carga e fator de capacidade de 62,21%.
Tabela recordes de geração eólica – dezembro 2018
Já na outra ponta, a de geração mínima, o menor volume reportado no histórico ainda está em 23 de fevereiro de 2018 na base diária, quando foi registrado 766,53 MW, representando 1,1% da carga do SIN naquela ocasião e 6,45% do fator de capacidade. E dezembro o mínimo foi reportado no dia 8 do mês passado com 2.071, 31 MW, 3,47% da carga e 15,3% do fator de capacidade. Em base horária o mínimo continua com o dia 23 de fevereiro quando a geração foi de 291,76 MW, 0,38% da carga e 2,46% de fator de capacidade.
Tabela geração eólica mínima – dezembro 2018
Entre os destaques do último mês de 2018 estão a entrada em operação do Conjunto Serra da Babilônia, no estado da Bahia (223,25 MW), operação do Conjunto Pitombeira, no estado do Ceará (98,7 MW) e do Conjunto Cutia, no estado do Rio Grande do Norte, com 289,8 MW. Ainda foi verificado novo recorde de geração média horária no subsistema Norte, chegando a 253 MW entre 2 e 3 horas do dia 27 de dezembro, quando o atendimento à carga do subsistema com geração eólica foi de 4,5%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53087130/geracao-eolica-chega-proxima-a-5-mil-mw-medios-em-2018
Ao final do ano passado a região Nordeste concentrava 83,5% de todos os parques eólicos nacionais, com 12.050 MW. O sul vem em segundo lugar com 2.080 MW. No Norte há 274,82 MW e no Sudeste apenas 28,21 MW. O fator de capacidade médio no NE ficou pouco abaixo de 40% em 2018, em 2017 esse patamar esteve acima de 40%.
Em seu relatório mensal da geração eólica referente a dezembro, o Operador destacou que os desvios mensais de geração eólica verificada em relação à prevista foram menores que 1% nos subsistemas Norte e Nordeste e no SIN.
Em termos de geração média horária dos últimos seis meses, a linha referente a dezembro é a mais baixa nesse comparativo ficando em uma faixa localizada entre um patamar próximo a 4 mil MW médios e 6 mil MW médios. Na outra ponta está o mês de setembro, quando a geração ficou e uma faixa onde o volume mínimo era de 6 mil MW médios a até mais de 8 mil ME médios nessa média horária.
Não à toa que o recorde de histórico e anual na base diária foi registrado pelo ONS no dia 12 de setembro quando alcançou 8.983,58 MW no SIN, representando 13,98% da carga ao fator de capacidade de 72,30%. No mês de dezembro a maior geração nessa base foi de 7.541,67 MW, 10,49% da carga e fator de capacidade de 55,11%. Já na base horária esse recorde ainda é o de 22 de novembro, quando a geração eólica somou 10.299,47 MW à 1h daquele dia, um fator de capacidade de 79,94%, representando 17,88% da carga do SIN. No mês a essa base de comparação o valor ficou em 8.513,84 MW, representando 11,42% da carga e fator de capacidade de 62,21%.
Tabela recordes de geração eólica – dezembro 2018
Já na outra ponta, a de geração mínima, o menor volume reportado no histórico ainda está em 23 de fevereiro de 2018 na base diária, quando foi registrado 766,53 MW, representando 1,1% da carga do SIN naquela ocasião e 6,45% do fator de capacidade. E dezembro o mínimo foi reportado no dia 8 do mês passado com 2.071, 31 MW, 3,47% da carga e 15,3% do fator de capacidade. Em base horária o mínimo continua com o dia 23 de fevereiro quando a geração foi de 291,76 MW, 0,38% da carga e 2,46% de fator de capacidade.
Tabela geração eólica mínima – dezembro 2018
Entre os destaques do último mês de 2018 estão a entrada em operação do Conjunto Serra da Babilônia, no estado da Bahia (223,25 MW), operação do Conjunto Pitombeira, no estado do Ceará (98,7 MW) e do Conjunto Cutia, no estado do Rio Grande do Norte, com 289,8 MW. Ainda foi verificado novo recorde de geração média horária no subsistema Norte, chegando a 253 MW entre 2 e 3 horas do dia 27 de dezembro, quando o atendimento à carga do subsistema com geração eólica foi de 4,5%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53087130/geracao-eolica-chega-proxima-a-5-mil-mw-medios-em-2018
terça-feira, 15 de janeiro de 2019
Hidrelétricas pagam R$ 2,58 bilhões pelo uso da água em 2018
As hidrelétricas brasileiras pagaram R$ 2,58 bilhões pelo uso da água em 2018, considerando a soma dos pagamentos da CFURH e os royalties da Itaipu Binacional. O valor é 6,31% maior do que foi arrecadado em 2017, porém 6,53% menor do que foi recolhido em 2016. Do total arrecadado, R$ 1,55 bilhão é referente à CFURH, o restante vem da usina de Itaipu (14.000 MW).
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) é um encargo pago por todas as hidrelétricas do país. O recurso arrecadado é divido entre União, estados e municípios. No ano passado, a legislação sobre a distribuição do dinheiro arrecado foi alterada. A legislação anterior (Lei 8.001/90) definia como percentuais de distribuição da CFURH 45% para os estados; 45% para os municípios; e 10% para a União (3% para o Ministério de Meio Ambiente, 3% para o Ministério de Minas e Energia, e 4% para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT).
A nova lei reduz o percentual de repasse para os estados de 45% para 25%, transferindo essa diferença para os municípios, que passam da faixa de 45% para 65%. Essa compensação na área hídrica é repassada hoje, mensalmente, a 21 estados, ao Distrito Federal e a mais de 711 municípios.
Em 2018, 117 empresas foram pagadoras desse encargo, correspondente a 190 UHEs e 200 reservatórios atingidos. Foram gerados 301.870.700,80 MWh, contra 304.122.041,67 MWh em 2017. Apesar da geração a menor na comparação anual, a tarifa de referência (utilizada para calcular o encargo) foi maior no ano passado (R$ 74,03 contra R$ 72,20/MWh).
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53087032/hidreletricas-pagam-r-258-bilhoes-pelo-uso-da-agua-em-2018
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) é um encargo pago por todas as hidrelétricas do país. O recurso arrecadado é divido entre União, estados e municípios. No ano passado, a legislação sobre a distribuição do dinheiro arrecado foi alterada. A legislação anterior (Lei 8.001/90) definia como percentuais de distribuição da CFURH 45% para os estados; 45% para os municípios; e 10% para a União (3% para o Ministério de Meio Ambiente, 3% para o Ministério de Minas e Energia, e 4% para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT).
A nova lei reduz o percentual de repasse para os estados de 45% para 25%, transferindo essa diferença para os municípios, que passam da faixa de 45% para 65%. Essa compensação na área hídrica é repassada hoje, mensalmente, a 21 estados, ao Distrito Federal e a mais de 711 municípios.
Em 2018, 117 empresas foram pagadoras desse encargo, correspondente a 190 UHEs e 200 reservatórios atingidos. Foram gerados 301.870.700,80 MWh, contra 304.122.041,67 MWh em 2017. Apesar da geração a menor na comparação anual, a tarifa de referência (utilizada para calcular o encargo) foi maior no ano passado (R$ 74,03 contra R$ 72,20/MWh).
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53087032/hidreletricas-pagam-r-258-bilhoes-pelo-uso-da-agua-em-2018
segunda-feira, 14 de janeiro de 2019
PLD sobe 20% no Sudeste e Sul e chega a R$ 166,17/ MWh
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica informa que o Preço de Liquidação das Diferenças para o período entre 12 e 18 de janeiro subiu 20% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, passando de R$ 138,80/MWh para R$ 166,17/MWh. Já o preço no Norte e Nordeste saiu de R$ 103,89/MWh para R$ 80,44/MWh, redução de 23%.
A elevação do PLD nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul se deu principalmente por conta da redução – de 80% para 71% da média – das afluências previstas para o Sistema e que também apresentaram queda em todos os submercados. A redução do preço nos submercados Nordeste e Norte, por sua vez, foi causada principalmente pela elevação do armazenamento verificado nos reservatórios do Norte.
A carga prevista para a próxima semana no SIN deve ficar em torno de 425 MW med mais alta, com redução esperada apenas no Nordeste, com recuo de 150 MW med. Nos demais submercados, há expectativa de elevação: Sudeste, com alta de 400 MW med, Sul, com mais 125 MW med e Norte, com aumento de 50 MW med. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.025 MW med mais baixos quando comparados com a previsão da semana anterior. Houve redução de 600 MW med no Sudeste, recuo de 700 MW med no Sul e diminuição de 150 MW med no Nordeste. Os níveis dos reservatórios subiram apenas no submercado Norte, com aumento de 425 MW med.
O fator de ajuste do MRE para o mês de janeiro, para fins de repactuação do risco hidrológico, ou seja, quando é considerada a sazonalização flat da garantia física, foi revisto de 100,2% para 100,1%. O fator que considera a sazonalização realizada pelos agentes não foi previsto, pois a sazonalização da garantia física para 2019 ainda não foi divulgada. O ESS esperado para janeiro está em R$ 64 milhões, sendo quase sua totalidade referente à restrição operativa, uma vez que a reserva operativa de potência, verificada somente no primeiro dia do ano, apresentou custos de apenas R$ 30 mil.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53086843/pld-sobe-20-sudeste-e-sul-e-chega-a-r-16617-mwh
A elevação do PLD nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul se deu principalmente por conta da redução – de 80% para 71% da média – das afluências previstas para o Sistema e que também apresentaram queda em todos os submercados. A redução do preço nos submercados Nordeste e Norte, por sua vez, foi causada principalmente pela elevação do armazenamento verificado nos reservatórios do Norte.
A carga prevista para a próxima semana no SIN deve ficar em torno de 425 MW med mais alta, com redução esperada apenas no Nordeste, com recuo de 150 MW med. Nos demais submercados, há expectativa de elevação: Sudeste, com alta de 400 MW med, Sul, com mais 125 MW med e Norte, com aumento de 50 MW med. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.025 MW med mais baixos quando comparados com a previsão da semana anterior. Houve redução de 600 MW med no Sudeste, recuo de 700 MW med no Sul e diminuição de 150 MW med no Nordeste. Os níveis dos reservatórios subiram apenas no submercado Norte, com aumento de 425 MW med.
O fator de ajuste do MRE para o mês de janeiro, para fins de repactuação do risco hidrológico, ou seja, quando é considerada a sazonalização flat da garantia física, foi revisto de 100,2% para 100,1%. O fator que considera a sazonalização realizada pelos agentes não foi previsto, pois a sazonalização da garantia física para 2019 ainda não foi divulgada. O ESS esperado para janeiro está em R$ 64 milhões, sendo quase sua totalidade referente à restrição operativa, uma vez que a reserva operativa de potência, verificada somente no primeiro dia do ano, apresentou custos de apenas R$ 30 mil.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53086843/pld-sobe-20-sudeste-e-sul-e-chega-a-r-16617-mwh
sexta-feira, 11 de janeiro de 2019
Liquidação de operações do mercado de energia tem R$7,85 bi em aberto em novembro
A liquidação financeira das operações do mercado de curto prazo de energia referente a novembro arrecadou 1,06 bilhão de reais, de um total de 8,91 bilhões de reais cobrados junto aos agentes do setor, informou nesta segunda-feira a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Dos valores não pagos, cerca de 6,97 bilhões de reais devem-se a liminares obtidas por empresas para evitar custos com o chamado "risco hidrológico" na operação de usinas hidrelétricas, segundo a CCEE, enquanto 880 milhões de reais deixaram de ser pagos por outros motivos.
A liquidação financeira da CCEE promove pagamentos e recebimentos entre as empresas do mercado de eletricidade, mas devido aos elevados valores em aberto não houve recursos para pagar totalmente os credores na operação, o que tem acontecido há meses.
Agentes que não possuem liminares que garantem efeito diferenciado na liquidação, assim, receberam apenas 2 por cento dos créditos a que tinham direito pelas transações referentes a novembro, segundo a CCEE.
Já algumas empresas beneficiadas por decisões judiciais que as isentam de participar do rateio da inadimplência registrada no mercado receberam quase 90 por cento de seus créditos, disse a CCEE, enquanto outro grupo de agentes amparado por liminares recebeu 8 por cento dos valores devidos.
O governo Temer vinha buscando um acordo com elétricas para que elas retirem as ações que as isentam dos custos com risco hidrológico em troca de uma compensação parcial dessas despesas, geradas pela necessidade dos operadores de usinas hídricas de comprar energia no mercado devido à menor produção de suas usinas em meio a um baixo nível dos reservatórios.
Um projeto de lei que viabilizaria esse acerto foi rejeitado pelo Senado no ano passado, mas posteriormente senadores conseguiram aprovar uma matéria com a mesma proposta, que agora precisa ser apreciada na Câmara dos Deputados.
Leia mais em: https://www.terra.com.br/economia/liquidacao-de-operacoes-do-mercado-de-energia-tem-r785-bi-em-aberto-em-novembro,cfec66a9dbc241af89898828be9988782jwxwk65.html
Dos valores não pagos, cerca de 6,97 bilhões de reais devem-se a liminares obtidas por empresas para evitar custos com o chamado "risco hidrológico" na operação de usinas hidrelétricas, segundo a CCEE, enquanto 880 milhões de reais deixaram de ser pagos por outros motivos.
A liquidação financeira da CCEE promove pagamentos e recebimentos entre as empresas do mercado de eletricidade, mas devido aos elevados valores em aberto não houve recursos para pagar totalmente os credores na operação, o que tem acontecido há meses.
Agentes que não possuem liminares que garantem efeito diferenciado na liquidação, assim, receberam apenas 2 por cento dos créditos a que tinham direito pelas transações referentes a novembro, segundo a CCEE.
Já algumas empresas beneficiadas por decisões judiciais que as isentam de participar do rateio da inadimplência registrada no mercado receberam quase 90 por cento de seus créditos, disse a CCEE, enquanto outro grupo de agentes amparado por liminares recebeu 8 por cento dos valores devidos.
O governo Temer vinha buscando um acordo com elétricas para que elas retirem as ações que as isentam dos custos com risco hidrológico em troca de uma compensação parcial dessas despesas, geradas pela necessidade dos operadores de usinas hídricas de comprar energia no mercado devido à menor produção de suas usinas em meio a um baixo nível dos reservatórios.
Um projeto de lei que viabilizaria esse acerto foi rejeitado pelo Senado no ano passado, mas posteriormente senadores conseguiram aprovar uma matéria com a mesma proposta, que agora precisa ser apreciada na Câmara dos Deputados.
Leia mais em: https://www.terra.com.br/economia/liquidacao-de-operacoes-do-mercado-de-energia-tem-r785-bi-em-aberto-em-novembro,cfec66a9dbc241af89898828be9988782jwxwk65.html
quinta-feira, 10 de janeiro de 2019
China lançará projetos-piloto de energia solar e eólica sem subsídios
China planeja lançar projetos-piloto de energia solar e eólica sem subsídios do governo, disse um órgão de planejamento estatal nesta quarta-feira, à medida que o país busca reduzir seus custos com a promoção do uso de energia renovável.
Após anos de rápido crescimento nos quais Pequim se esforçou para impulsionar o consumo de energia limpa, a China tem se empenhado para reduzir os custos da energia renovável e, assim, aliviar o orçamento do governo, que deve quase 17,57 bilhões de dólares em subsídios a geradores renováveis.
Os novos projetos vão produzir energia renovável para venda ao mesmo preço praticado por termelétricas a carvão não subsidiadas e não terão que lidar com quotas de restrição de capacidade, disse a Comissão Nacional de Reforma e Desenvolvimento.
Mas os projetos receberão apoio em questões fundiárias e de financiamento, acrescentou a comissão.
"Algumas regiões com bons recursos naturais e demanda firme já conseguiram alcançar condições de paridade de preços sem subsídios", disse o órgão estatal, ressaltando que os projetos-piloto poderão ajudar as renováveis a competir com a energia do carvão.
Alguns projetos solares no Nordeste da China têm sofrido dificuldades para manter as operações, com risco de falência, devido a longos atrasos do governo no pagamento de subsídios, elevados custos de transmissão e compras insuficientes de sua produção por elétricas.
A comissão também pediu que as elétricas garantam compras de energia junto aos projetos-piloto e reduzam custos de transmissão para os geradores.
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Mundo/noticia/2019/01/epoca-negocios-china-lancara-projetos-piloto-de-energia-solar-e-eolica-sem-subsidios.html
Após anos de rápido crescimento nos quais Pequim se esforçou para impulsionar o consumo de energia limpa, a China tem se empenhado para reduzir os custos da energia renovável e, assim, aliviar o orçamento do governo, que deve quase 17,57 bilhões de dólares em subsídios a geradores renováveis.
Os novos projetos vão produzir energia renovável para venda ao mesmo preço praticado por termelétricas a carvão não subsidiadas e não terão que lidar com quotas de restrição de capacidade, disse a Comissão Nacional de Reforma e Desenvolvimento.
Mas os projetos receberão apoio em questões fundiárias e de financiamento, acrescentou a comissão.
"Algumas regiões com bons recursos naturais e demanda firme já conseguiram alcançar condições de paridade de preços sem subsídios", disse o órgão estatal, ressaltando que os projetos-piloto poderão ajudar as renováveis a competir com a energia do carvão.
Alguns projetos solares no Nordeste da China têm sofrido dificuldades para manter as operações, com risco de falência, devido a longos atrasos do governo no pagamento de subsídios, elevados custos de transmissão e compras insuficientes de sua produção por elétricas.
A comissão também pediu que as elétricas garantam compras de energia junto aos projetos-piloto e reduzam custos de transmissão para os geradores.
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quarta-feira, 9 de janeiro de 2019
Energia solar ampliou 501,9 MW em 2018
Um crescimento importante foi atingido pelo Brasil: o País saltou de 184 megawatts (MW) de potência instalada em sistemas de microgeração e minigeração distribuída solar fotovoltaica em 2017 para 501,9 MW em 2018. A marca histórica de mais de 500 MW são de sistemas implantados em consumidores de pequeno e médio porte, como residências, comércios, indústrias, produtores rurais e prédios públicos. As placas fotovoltaicas desses sistemas são colocadas em telhados, fachadas, estacionamos e construção de pequenas usinas.
O mapeamento realizado pela Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) apontou um cenário em que os consumidores estão buscando formas de redução da conta de energia elétrica. “Esse aumento foi devido principalmente à redução do preço da tecnologia de instalação do sistema fotovoltaico. Desde 2010, a instalação está 83% mais barata. E outro fator importante foi pelo aumento da conta de energia dos consumidores acima da inflação”, explicou o CEO da Absolar, Rodrigo Sauaia, que também acrescentou a importância de instituições financeiras estarem oferecendo linhas de crédito para essas instalações.
Pelo estudo, Pernambuco ficou em 10ª lugar no ranking nacional. O Estado apresentou no ano passado 16,2 MW de potência instalada, o equivalente a 3,2% do total do Brasil. “Pernambuco tem um potencial solar privilegiado, está entre os melhores do Brasil. Porém está na 10ª posição nacional, tem muito a crescer”, avaliou Sauaia, ao complementar que a Absolar recomenda melhoria de programas de instalação fotovoltaica em prédios escolares e hospitais, por exemplo, para reduzir custos do Estado. “Além disso, pode-se incorporar a tecnologia em habitacionais e projetos do agronegócio”, disse o CEO. Em primeiro lugar no ranking nacional ficou Minas Gerais, representando 109,5 MW de potência instalada, equivalente a 21,8% do total brasileiro.
Apesar do crescimento, o Brasil ainda está no início do desenvolvimento solar fotovoltaico. “Austrália, França e Espanha já passaram de 10.000 MW de potência instalada da microgeração e minigeração distribuída solar fotovoltaica. Nesse cenário, estamos atrasados em 15 anos”, disse Sauaia.
Leia mais em: https://www.folhape.com.br/economia/economia/economia/2019/01/09/NWS,92736,10,550,ECONOMIA,2373-ENERGIA-SOLAR-AMPLIOU-501-2018.aspx
O mapeamento realizado pela Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) apontou um cenário em que os consumidores estão buscando formas de redução da conta de energia elétrica. “Esse aumento foi devido principalmente à redução do preço da tecnologia de instalação do sistema fotovoltaico. Desde 2010, a instalação está 83% mais barata. E outro fator importante foi pelo aumento da conta de energia dos consumidores acima da inflação”, explicou o CEO da Absolar, Rodrigo Sauaia, que também acrescentou a importância de instituições financeiras estarem oferecendo linhas de crédito para essas instalações.
Pelo estudo, Pernambuco ficou em 10ª lugar no ranking nacional. O Estado apresentou no ano passado 16,2 MW de potência instalada, o equivalente a 3,2% do total do Brasil. “Pernambuco tem um potencial solar privilegiado, está entre os melhores do Brasil. Porém está na 10ª posição nacional, tem muito a crescer”, avaliou Sauaia, ao complementar que a Absolar recomenda melhoria de programas de instalação fotovoltaica em prédios escolares e hospitais, por exemplo, para reduzir custos do Estado. “Além disso, pode-se incorporar a tecnologia em habitacionais e projetos do agronegócio”, disse o CEO. Em primeiro lugar no ranking nacional ficou Minas Gerais, representando 109,5 MW de potência instalada, equivalente a 21,8% do total brasileiro.
Apesar do crescimento, o Brasil ainda está no início do desenvolvimento solar fotovoltaico. “Austrália, França e Espanha já passaram de 10.000 MW de potência instalada da microgeração e minigeração distribuída solar fotovoltaica. Nesse cenário, estamos atrasados em 15 anos”, disse Sauaia.
Leia mais em: https://www.folhape.com.br/economia/economia/economia/2019/01/09/NWS,92736,10,550,ECONOMIA,2373-ENERGIA-SOLAR-AMPLIOU-501-2018.aspx
terça-feira, 8 de janeiro de 2019
CCEE: mecanismo de venda de excedentes negocia 270,3 MW med
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica concluiu na última sexta-feira, 4 de janeiro, a primeira etapa do Mecanismo de Venda de Excedentes, em que distribuidoras negociam sobras de energia com agentes do mercado livre. Com participação de 17 distribuidoras e 363 compradores, entre comercializadoras, consumidores livres, especiais e geradores, o mecanismo negociou 270,3 MW médios em contratos de três meses, que terão vigência de janeiro a março de 2019.
A maior parte da energia negociada foi especial, que teve o preço de equilíbrio em R$ 155,17/MWh no Sudeste; no submercado Norte o preço de equilíbrio foi o PLD acrescido de R$ 13/MWh; e no submercado Nordeste ficou o PLD acrescido de R$ 11,63/MWh. Além de ofertar mais energia ao mercado livre, o mecanismo permitiu que sete distribuidoras reduzissem sua sobrecontratação. As empresas que venderam energia foram BV Energia (RR), Cepisa (PI), Celpa (PA), Cemar (MA), Enel Rio (RJ) e Enel São Paulo.
No próximo dia 14 será processada a segunda etapa do MVE, que negociará produtos de 11 meses – fevereiro a dezembro – cujo resultado será divulgado no dia 18. Em 21 de janeiro ocorre a última etapa deste primeiro processamento, com a negociação de contratos de 5 meses, de fevereiro a junho. O resultado será divulgado em 28 de janeiro.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53086197/ccee-mecanismo-de-venda-de-excedentes-negocia-2703-mw-med
A maior parte da energia negociada foi especial, que teve o preço de equilíbrio em R$ 155,17/MWh no Sudeste; no submercado Norte o preço de equilíbrio foi o PLD acrescido de R$ 13/MWh; e no submercado Nordeste ficou o PLD acrescido de R$ 11,63/MWh. Além de ofertar mais energia ao mercado livre, o mecanismo permitiu que sete distribuidoras reduzissem sua sobrecontratação. As empresas que venderam energia foram BV Energia (RR), Cepisa (PI), Celpa (PA), Cemar (MA), Enel Rio (RJ) e Enel São Paulo.
No próximo dia 14 será processada a segunda etapa do MVE, que negociará produtos de 11 meses – fevereiro a dezembro – cujo resultado será divulgado no dia 18. Em 21 de janeiro ocorre a última etapa deste primeiro processamento, com a negociação de contratos de 5 meses, de fevereiro a junho. O resultado será divulgado em 28 de janeiro.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53086197/ccee-mecanismo-de-venda-de-excedentes-negocia-2703-mw-med
segunda-feira, 7 de janeiro de 2019
Minas Gerais lidera a geração de energia solar no Brasil
O Estado do país que mais gera energia elétrica por meio de usinas fotovoltaicas de micro e minigeração é Minas Gerais, que alcançou 103 MW gerados com energia solar em dezembro de 2018. Os dados são da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) e representam 22% da geração distribuída do Brasil. Em segundo lugar vem o Rio Grande do Sul, com 70 MW, seguido pelo Estado de São Paulo, que já gerou 56 MW. “O principal motivo dessa liderança é que Minas Gerais tem a legislação estadual com os melhores incentivos tributários para a geração distribuída do país”, afirma o presidente da Absolar, Rodrigo Lopes Sauaia. Ele se refere à isenção do ICMS para usinas de todas as modalidades de geração solar até 5 MW, incluindo cooperativas, consórcios e condomínios, e a isenção do ICMS na fabricação de equipamentos e componentes.
“Além de incentivar o mercado, as isenções fazem os custos dos projetos de micro e minigeração caírem no Estado. Isso atrai investimento, empresas e empregos”, avalia Sauaia. Já foram investidos mais de R$ 650 milhões em Minas Gerais no desenvolvimento de projetos de geração distribuída, entre 2012 e 2018. No país, esse investimento foi de R$ 2,5 bilhões. Na geração de grandes usinas, Minas Gerais também tem uma situação de destaque, ocupando o terceiro lugar com 683 MW de geração fotovoltaica, atrás do Piauí, com 690 MW de geração, e da Bahia, com 794 MW. “Minas Gerais vai receber, até 2022, mais de R$ 3 bilhões de investimentos em grandes usinas solares”, afirma Sauaia.
A Órigo, por exemplo, tem quatro fazendas solares em Minas Gerais, com mais de mil clientes distribuídos pelo Estado. “Minas Gerais alcançou essa liderança na geração distribuída, além da boa insolação, em função da tarifa de energia elétrica, que é alta, e faz a energia solar ficar competitiva, e pelo pioneirismo do Estado em definir um arcabouço fiscal que permite quem gera a própria energia ter os créditos de ICMS”, diz o diretor geral da Órigo, Rodolfo Molinaris.
Crescimento. A energia solar representa hoje menos de 1% da matriz energética brasileira. “As distribuidoras tratarem a energia solar como uma ameaça está fora da realidade”, afirma Sauaia, que defende a manutenção das atuais regras tarifárias, que não beneficiam quem gera energia fotovoltaica. “Alterar a regra agora não é interessante, porque a participação da energia solar ainda é pequena. O papel do setor agora é gerar investimento na geração distribuída e trazer benefícios líquidos, como postergar uso de térmicas, diminuir emissões de carbono e trazer previsibilidade para o mercado”, afirma.
A previsão “conservadora”, segundo Sauaia, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é que, até 2026, a energia solar seja responsável por 6% da matriz energética do país. Uma pesquisa da Bloomberg aponta que, até 2040, esse índice chegará a 32% no Brasil.
Armazenamento gera economia
A união entre sistemas inteligentes e grandes baterias de íon de lítio, como a de celulares, para armazenamento de energia elétrica pode gerar uma economia de cerca de 15% para empresas que são grandes consumidoras de eletricidade.
O grupo Comerc está trazendo a novidade para o Brasil por meio da junção com a Micropower Energy, fundada pelo ex-vice-presidente da Tesla Energy Marco Krapels. O executivo norte-americano informou que a parceria com a empresa brasileira já gerou frutos e que três clientes brasileiros da Comerc receberão baterias importadas para a gestão do consumo de energia até o fim do primeiro trimestre de 2019. “Já saímos da fase de planejamento e temos contratos assinados”, comemora Krapels.
A empresa não informa o nome dos clientes, mas, segundo o presidente do grupo Comerc, Cristopher Vlavianos, dois estão na cidade de São Paulo, e um, no Nordeste. Os três clientes estão no mercado cativo, ou seja, não compram energia no mercado livre. O investimento da Comerc em 2019 será de R$ 65 milhões, e 75% desse valor irá para projetos de eficiência energética e armazenamento por meio de baterias.
Segundo Krapels, a redução dos preços das baterias no mercado mundial tem permitido o investimento no armazenamento de energia. “Em cinco anos, (o preço das baterias) caiu 50% e, nos próximos três anos, vai cair outros 50%”, avalia o executivo. Vlavianos ressalta que as baterias precisam “de um software que faça a gestão das tarifas” para que a economia aconteça. Segundo o presidente do grupo, o uso da tecnologia já é possível no mercado brasileiro sem mudanças regulatórias.
O diretor de eficiência energética e energia solar da Comerc Energia, Marcel Haratz, afirma que o armazenamento de energia por bateria, aliado às fontes renováveis, como a solar, é uma tecnologia “desruptiva” para o setor elétrico. “Será possível armazenar energia e compartilhá-la com o vizinho”, afirma Haratz.
Leia mais em: https://www.otempo.com.br/capa/economia/minas-gerais-lidera-a-gera%C3%A7%C3%A3o-de-energia-solar-no-brasil-1.2087796
“Além de incentivar o mercado, as isenções fazem os custos dos projetos de micro e minigeração caírem no Estado. Isso atrai investimento, empresas e empregos”, avalia Sauaia. Já foram investidos mais de R$ 650 milhões em Minas Gerais no desenvolvimento de projetos de geração distribuída, entre 2012 e 2018. No país, esse investimento foi de R$ 2,5 bilhões. Na geração de grandes usinas, Minas Gerais também tem uma situação de destaque, ocupando o terceiro lugar com 683 MW de geração fotovoltaica, atrás do Piauí, com 690 MW de geração, e da Bahia, com 794 MW. “Minas Gerais vai receber, até 2022, mais de R$ 3 bilhões de investimentos em grandes usinas solares”, afirma Sauaia.
A Órigo, por exemplo, tem quatro fazendas solares em Minas Gerais, com mais de mil clientes distribuídos pelo Estado. “Minas Gerais alcançou essa liderança na geração distribuída, além da boa insolação, em função da tarifa de energia elétrica, que é alta, e faz a energia solar ficar competitiva, e pelo pioneirismo do Estado em definir um arcabouço fiscal que permite quem gera a própria energia ter os créditos de ICMS”, diz o diretor geral da Órigo, Rodolfo Molinaris.
Crescimento. A energia solar representa hoje menos de 1% da matriz energética brasileira. “As distribuidoras tratarem a energia solar como uma ameaça está fora da realidade”, afirma Sauaia, que defende a manutenção das atuais regras tarifárias, que não beneficiam quem gera energia fotovoltaica. “Alterar a regra agora não é interessante, porque a participação da energia solar ainda é pequena. O papel do setor agora é gerar investimento na geração distribuída e trazer benefícios líquidos, como postergar uso de térmicas, diminuir emissões de carbono e trazer previsibilidade para o mercado”, afirma.
A previsão “conservadora”, segundo Sauaia, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é que, até 2026, a energia solar seja responsável por 6% da matriz energética do país. Uma pesquisa da Bloomberg aponta que, até 2040, esse índice chegará a 32% no Brasil.
Armazenamento gera economia
A união entre sistemas inteligentes e grandes baterias de íon de lítio, como a de celulares, para armazenamento de energia elétrica pode gerar uma economia de cerca de 15% para empresas que são grandes consumidoras de eletricidade.
O grupo Comerc está trazendo a novidade para o Brasil por meio da junção com a Micropower Energy, fundada pelo ex-vice-presidente da Tesla Energy Marco Krapels. O executivo norte-americano informou que a parceria com a empresa brasileira já gerou frutos e que três clientes brasileiros da Comerc receberão baterias importadas para a gestão do consumo de energia até o fim do primeiro trimestre de 2019. “Já saímos da fase de planejamento e temos contratos assinados”, comemora Krapels.
A empresa não informa o nome dos clientes, mas, segundo o presidente do grupo Comerc, Cristopher Vlavianos, dois estão na cidade de São Paulo, e um, no Nordeste. Os três clientes estão no mercado cativo, ou seja, não compram energia no mercado livre. O investimento da Comerc em 2019 será de R$ 65 milhões, e 75% desse valor irá para projetos de eficiência energética e armazenamento por meio de baterias.
Segundo Krapels, a redução dos preços das baterias no mercado mundial tem permitido o investimento no armazenamento de energia. “Em cinco anos, (o preço das baterias) caiu 50% e, nos próximos três anos, vai cair outros 50%”, avalia o executivo. Vlavianos ressalta que as baterias precisam “de um software que faça a gestão das tarifas” para que a economia aconteça. Segundo o presidente do grupo, o uso da tecnologia já é possível no mercado brasileiro sem mudanças regulatórias.
O diretor de eficiência energética e energia solar da Comerc Energia, Marcel Haratz, afirma que o armazenamento de energia por bateria, aliado às fontes renováveis, como a solar, é uma tecnologia “desruptiva” para o setor elétrico. “Será possível armazenar energia e compartilhá-la com o vizinho”, afirma Haratz.
Leia mais em: https://www.otempo.com.br/capa/economia/minas-gerais-lidera-a-gera%C3%A7%C3%A3o-de-energia-solar-no-brasil-1.2087796
sexta-feira, 4 de janeiro de 2019
Alemanha investe, e energia renovável alcança 40% no país
Os recursos renováveis superaram o carvão como principal fonte energética da Alemanha pela primeira vez no ano passado, representando pouco mais de 40% da geração de eletricidade, revelou uma pesquisa divulgada nesta quinta-feira.
A guinada é um avanço no momento em que a maior economia da Europa almeja obter 65% de sua energia de recursos renováveis até 2030, mas também uma transição custosa para um país que decidiu descartar a energia nuclear até 2022, e traça planos para abandonar o uso do carvão no longo prazo.
Veja também
A pesquisa da organização de ciências aplicadas Fraunhofer mostrou que a geração de energia solar, eólica, de biomassa e hidrelétrica cresceu 4,3% no ano passado e produziu 219 terawatt-horas (TWh) de eletricidade, parte da geração de energia nacional total de 542 TWh derivada de combustíveis fósseis e verdes, na qual a queima de carvão somou 38%.
A fatia verde da geração energética da Alemanha foi de 38,2% em 2017 e 19,1% em 2010.
A energia solar aumentou 16%, chegando a 45,7 TWh, graças a um verão quente e longo, e a capacidade instalada cresceu 3,2 gigawatts (GW) e alcançou 45,5 GW no ano passado, segundo os dados da Fraunhofer.
A indústria de energia eólica gerou 111 TWh, cifra que combinou a infraestrutura terrestre e costeira de pouco menos de 60 GW, constituindo 20,4% da geração de energia total do país.
A energia hidrelétrica só representou 3,2% da geração energética, com 17 TWh, já que o calor de verão extremo secou rios e foi acompanhado de uma precipitação baixa. A contribuição da biomassa foi de 8,3%.
Leia mais em:https://noticias.uol.com.br/meio-ambiente/ultimas-noticias/redacao/2019/01/03/alemanha-investe-e-energia-renovavel-alcanca-40-no-pais.htm
A guinada é um avanço no momento em que a maior economia da Europa almeja obter 65% de sua energia de recursos renováveis até 2030, mas também uma transição custosa para um país que decidiu descartar a energia nuclear até 2022, e traça planos para abandonar o uso do carvão no longo prazo.
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A pesquisa da organização de ciências aplicadas Fraunhofer mostrou que a geração de energia solar, eólica, de biomassa e hidrelétrica cresceu 4,3% no ano passado e produziu 219 terawatt-horas (TWh) de eletricidade, parte da geração de energia nacional total de 542 TWh derivada de combustíveis fósseis e verdes, na qual a queima de carvão somou 38%.
A fatia verde da geração energética da Alemanha foi de 38,2% em 2017 e 19,1% em 2010.
A energia solar aumentou 16%, chegando a 45,7 TWh, graças a um verão quente e longo, e a capacidade instalada cresceu 3,2 gigawatts (GW) e alcançou 45,5 GW no ano passado, segundo os dados da Fraunhofer.
A indústria de energia eólica gerou 111 TWh, cifra que combinou a infraestrutura terrestre e costeira de pouco menos de 60 GW, constituindo 20,4% da geração de energia total do país.
A energia hidrelétrica só representou 3,2% da geração energética, com 17 TWh, já que o calor de verão extremo secou rios e foi acompanhado de uma precipitação baixa. A contribuição da biomassa foi de 8,3%.
Leia mais em:https://noticias.uol.com.br/meio-ambiente/ultimas-noticias/redacao/2019/01/03/alemanha-investe-e-energia-renovavel-alcanca-40-no-pais.htm
quinta-feira, 3 de janeiro de 2019
Energia solar irá liderar matriz energética em 2040, afirma Absolar
A potência instalada fotovoltaica do País, impulsionada pelos parques solares (usinas de maior porte) e pela geração distribuída (produção de eletricidade no local de consumo, por consumidores menores, com painéis fotovoltaicos), é hoje na ordem de 1.613 MW, tendo recentemente atingido 1% de participação na matriz elétrica nacional.
Porém, é esperado um salto para o setor. Conforme a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), em 2040 a fonte solar alcançará cerca de 126 mil MW, conquistando o posto de primeira fonte no ranking da matriz, com 32% de participação, superando a hidreletricidade, que terá 29%.
.
O presidente executivo da entidade, Rodrigo Sauaia, prevê que em um futuro, não muito distante, será inconcebível construir um edifício, uma residência ou um prédio público e não incluir um sistema de geração de energia solar, porque será tão barato que não fará sentido não aproveitar essa solução.
No mundo, a capacidade instalada de energia solar é de 402,5 mil MW, sendo que, no ano passado, cresceu 98 mil MW. O presidente executivo da Absolar frisa que, enquanto o uso da geração solar vem aumentando, o preço de produção vem caindo no âmbito global. Na década de 1970, 1 watts solar custava cerca de US$ 76 e atualmente esse valor baixou para em torno de US$ 0,30.
Para Sauaia, esse cenário contribui para espalhar o crescimento dessa tecnologia em países emergentes. O dirigente salienta que o século XX foi das fontes fósseis, mas o XXI será diferente, passando por uma transição energética.
A expectativa é de que em 2050 cerca de 40% da capacidade instalada mundial de energia elétrica seja proveniente da fonte solar.
Hoje, esse percentual é algo entre 1% a 2%, apenas. No Brasil, a geração distribuída também tem muito espaço para se desenvolver já que representa, no momento, menos de 0,01%, da demanda local.
Até novembro deste ano, a modalidade significava uma capacidade de 565,8 MW, sendo que 99,5% dos empreendimentos de geração nessa área são fotovoltaicos.
O estado que mais tem aproveitado essa alternativa no País é Minas Gerais, com 103,4 MW de energia solar de capacidade em projetos de geração distribuída, seguido do Rio Grande do Sul, com 70,2 MW.
Sem contar as usinas solares de maiores portes, o investimento dos pequenos consumidores em sistemas fotovoltaicos, até o momento, foi de aproximadamente R$ 2,5 bilhões.
Sauaia vê as oportunidades ampliarem-se com a possibilidade do uso de baterias para armazenar a energia e a utilização nos horários de maior demanda.
Apostando nessa área, a Comerc Energia, maior gestora de energia no País, investirá mais de R$ 65 milhões em 2019, sendo que as unidades de eficiência energética e iniciativas de armazenamento de energia em baterias deverão ser responsáveis por 75% desse total.
A ideia do grupo é alugar essas baterias (a menos que o cliente queira comprar o equipamento), focando-se nos mercados industrial e comercial, detalha o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos.
Os três primeiros projetos da empresa serão instalados no começo do próximo ano, sendo dois na Região Sudeste e um na Nordeste.
O diretor da Comerc ESCO (empresa subsidiária do grupo), Marcel Haratz, argumenta que, com o armazenamento da energia, é possível aproveitar a eletricidade em períodos em que a distribuidora cobra mais caro pelo insumo (horário de ponta) e substituir geradores a diesel de uma forma mais barata e menos poluente.
Ainda serve como um recurso de segurança (backup) em caso de problemas no fornecimento de energia por parte da concessionária. As baterias de Íons de Lítio, destaca Haratz, podem ser carregadas por sistemas fotovoltaicos, por exemplo, ou até mesmo direto na rede elétrica.
Consumo de eletricidade cresce no País Sobre o consumo de energia no Brasil, o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos, comenta que a projeção do crescimento para 2018 é de 1,6%, menos da metade do que foi previsto inicialmente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) Elétrico e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que era de 3,7%.
Entre os fatores que implicaram a revisão da estimativa estão a greve dos caminhoneiros, a estagnação da economia e o processo eleitoral.
Para 2019, o executivo adianta que a previsão é de um incremento na carga na ordem de 4%, mas reitera que usualmente essas projeções sofrem correções com o passar do tempo.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2019/01/energia-solar-ira-liderar-matriz-energetica-em-2040/35409#.XC38V1xKjIU
Porém, é esperado um salto para o setor. Conforme a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), em 2040 a fonte solar alcançará cerca de 126 mil MW, conquistando o posto de primeira fonte no ranking da matriz, com 32% de participação, superando a hidreletricidade, que terá 29%.
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O presidente executivo da entidade, Rodrigo Sauaia, prevê que em um futuro, não muito distante, será inconcebível construir um edifício, uma residência ou um prédio público e não incluir um sistema de geração de energia solar, porque será tão barato que não fará sentido não aproveitar essa solução.
No mundo, a capacidade instalada de energia solar é de 402,5 mil MW, sendo que, no ano passado, cresceu 98 mil MW. O presidente executivo da Absolar frisa que, enquanto o uso da geração solar vem aumentando, o preço de produção vem caindo no âmbito global. Na década de 1970, 1 watts solar custava cerca de US$ 76 e atualmente esse valor baixou para em torno de US$ 0,30.
Para Sauaia, esse cenário contribui para espalhar o crescimento dessa tecnologia em países emergentes. O dirigente salienta que o século XX foi das fontes fósseis, mas o XXI será diferente, passando por uma transição energética.
A expectativa é de que em 2050 cerca de 40% da capacidade instalada mundial de energia elétrica seja proveniente da fonte solar.
Hoje, esse percentual é algo entre 1% a 2%, apenas. No Brasil, a geração distribuída também tem muito espaço para se desenvolver já que representa, no momento, menos de 0,01%, da demanda local.
Até novembro deste ano, a modalidade significava uma capacidade de 565,8 MW, sendo que 99,5% dos empreendimentos de geração nessa área são fotovoltaicos.
O estado que mais tem aproveitado essa alternativa no País é Minas Gerais, com 103,4 MW de energia solar de capacidade em projetos de geração distribuída, seguido do Rio Grande do Sul, com 70,2 MW.
Sem contar as usinas solares de maiores portes, o investimento dos pequenos consumidores em sistemas fotovoltaicos, até o momento, foi de aproximadamente R$ 2,5 bilhões.
Sauaia vê as oportunidades ampliarem-se com a possibilidade do uso de baterias para armazenar a energia e a utilização nos horários de maior demanda.
Apostando nessa área, a Comerc Energia, maior gestora de energia no País, investirá mais de R$ 65 milhões em 2019, sendo que as unidades de eficiência energética e iniciativas de armazenamento de energia em baterias deverão ser responsáveis por 75% desse total.
A ideia do grupo é alugar essas baterias (a menos que o cliente queira comprar o equipamento), focando-se nos mercados industrial e comercial, detalha o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos.
Os três primeiros projetos da empresa serão instalados no começo do próximo ano, sendo dois na Região Sudeste e um na Nordeste.
O diretor da Comerc ESCO (empresa subsidiária do grupo), Marcel Haratz, argumenta que, com o armazenamento da energia, é possível aproveitar a eletricidade em períodos em que a distribuidora cobra mais caro pelo insumo (horário de ponta) e substituir geradores a diesel de uma forma mais barata e menos poluente.
Ainda serve como um recurso de segurança (backup) em caso de problemas no fornecimento de energia por parte da concessionária. As baterias de Íons de Lítio, destaca Haratz, podem ser carregadas por sistemas fotovoltaicos, por exemplo, ou até mesmo direto na rede elétrica.
Consumo de eletricidade cresce no País Sobre o consumo de energia no Brasil, o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos, comenta que a projeção do crescimento para 2018 é de 1,6%, menos da metade do que foi previsto inicialmente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) Elétrico e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que era de 3,7%.
Entre os fatores que implicaram a revisão da estimativa estão a greve dos caminhoneiros, a estagnação da economia e o processo eleitoral.
Para 2019, o executivo adianta que a previsão é de um incremento na carga na ordem de 4%, mas reitera que usualmente essas projeções sofrem correções com o passar do tempo.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2019/01/energia-solar-ira-liderar-matriz-energetica-em-2040/35409#.XC38V1xKjIU
quarta-feira, 2 de janeiro de 2019
Governo publica decreto que elimina subsídios da CDE a partir de 2019
O governo publicou nesta sexta-feira (28), conforme antecipado ontem pela Agência CanalEnergia, o decreto presidencial que elimina paulatinamente ao longo dos próximos cinco anos subsídios embutidos nas tarifas de energia elétrica dos consumidores. A norma prevê, a partir de 1º de janeiro de 2019, a redução anual de 20% desses descontos nas contas de luz.
Com isso, os processos de reajuste e de revisão tarifária no ano de 2023 eliminarão a última parcela de subsídios que ainda estiver embutida nas contas de luz. O decreto extingue ainda a cumulatividade de descontos em irrigação e aquicultura na área rural, medida que atualmente permite a um mesmo beneficiado ter acesso aos dois subsídios ao mesmo tempo.
O principal alvo do decreto é a Conta de Desenvolvimento Energético, cujo orçamento cresce continuamente ao longo desta década, chegando a R$ 20 bilhões este ano. A partir de um Grupo de Trabalho criado em outubro de 2016 para elaborar um plano de redução estrutural das despesas da CDE, o tema foi alvo de Consulta Pública em maio deste ano.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53085576/governo-publica-decreto-que-elimina-subsidios-da-cde-a-partir-de-2019
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