Capacidade aumenta no Norte e submercado opera acima de 66%

Os reservatórios do Norte registraram aumento de 0,2% na capacidade de armazenamento em relação ao dia anterior, chegando a 66,2%, maior volume entre as regiões do país. A informação consta na operação da última quarta-feira, 27 de março, reportada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico no seu IPDO. O boletim mostra que a energia armazenada se encontra em 9.953 MW mês e a energia afluente segue em 70% da MLT. A hidrelétrica de Tucuruí opera a 99,54%.

O subsistema Nordeste também cresceu 0,2% e opera com 52,1%. A energia armazenada aparece com 27.002 MW mês e a ENA permanece em 43% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. Sobradinho opera com 41,79% de sua capacidade. No Sudeste/Centro-Oeste do país a elevação foi de 0,1% e os reservatórios trabalham com 39,3%. A energia afluente foi para 87% da MLT e a armazenada atingiu 79.963 MW. Furnas trabalha com 41,63% e a usina Nova Ponte, com 35,55% da capacidade.

Por sua vez, a região Sul registrou redução de 0,4% nos níveis, que caíram para 47,2%. A energia armazenada registra 9.482 MW mês e a ENA em 131% da MLT. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, com volumes de 44,79% e 48,88%.

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Eletrobras termina 2018 com lucro recorde de R$ 13,3 bilhões

A Eletrobras terminou o ano de 2018 com um lucro líquido de R$ 13,3 bilhões, revertendo o prejuízo de R$ 1,7 bilhão de 2017. De acordo com a empresa, o lucro foi o maior já registrado em 20 anos. A receita operacional líquida em 2018 chegou a R$ 24,9 bilhões, recuando 15% na comparação com o valor de 2017, de R$ 29,4 bilhões. Já o Ebitda da estatal subiu 158%, saindo dos R$ 7,7 bilhões de 2017 para R$ 19,9 bilhões.

Os investimentos da Eletrobras no ano ficaram em R$ 4,6 bilhões, 12% abaixo do reportado no ano anterior. A alavancagem da companhia fechou o ano em 3,1 vezes a relação entre o resultado ebitda ante a dívida líquida, bem próxima da meta de 3 vezes que a estatal vinha almejando desde que o atual presidente, Wilson Ferreira Júnior, assumiu o cargo, em 2016.

Ainda segundo a Eletrobras, os principais destaques foram as reversões do impairment e dos contratos onerosos de Angra III, que somam R$7,2 bilhões; do patrimônio líquido negativo de R$ 2,9 bilhões pela venda da Cepisa, Ceron, Boa Vista Energia e Eletroacre; e da provisão de R$ 739 milhões, devida a reclassificação de risco de contingências das distribuidoras  já transferidas. A empresa destacou a contabilização da GAG Melhoria das usinas prorrogadas, no valor de R$ 517 milhões. A partir de 2019 esse item passará a representar uma receita de R$ 1 bilhão por ano.

Somente no quarto trimestre de 2018, o lucro ficou em R$ 12 bilhões, saindo do prejuízo líquido de R$ 3,9 bilhões registrado no mesmo período do ano anterior. A receita líquida chegou a R$ 6,1 bilhões, recuando 22, 9% na comparação com o quarto trimestre de 2017 e o Ebitda ficou em R$ 13,3 bilhões. Os investimentos no último trimestre do ano passado chegaram a R$ 1,7 bilhão, 22% acima do que foi investido no mesmo período de 2017, de R$ 1,4 bilhão

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Aneel analisa reequilíbrio do contrato e deve atualizar receita do linhão de Roraima

A Agência Nacional de Energia Elétrica está avaliando a situação econômico-financeira da concessão da linha de transmissão Manaus-Boa Vista e deve promover o reequilíbrio da condições do contrato, por meio da atualização do valor da receita estabelecida em 2011 para o empreendimento. A informação foi dada nesta segunda-feira, 25 de março, pelo diretor-geral da autarquia, André Pepitone.

O diretor da Aneel explicou que a tarifa precisa “refletir a atipicidade” do processo do empreendimento que vai interligar Roraima ao sistema elétrico nacional. O leilão da concessão aconteceu em 2011, o contrato foi assinado em 2012 e a previsão era de que a obra seria concluída em 2015.

“As mesmas condições ofertadas naquele momento serão preservadas neste momento. Temos um deslocamento temporal. O que era para acontecer em 2012 está acontecendo em 2019. A tarifa vai ser preservada. Vai apenas refletir essas condições”, disse Pepitone.

O projeto da interligação Manaus-Boa Vista prevê a instalação dos 715 km de linha de transmissão. O projeto não saiu do papel por problemas de licenciamento ambiental, que o governo tenta destravar agora, com o enquadramento da obra como estratégica e de interesse nacional. Do trajeto total da linha, 123 km passam pela terra indígena Waimiri-Atroari.

A Aneel vai avaliar o eventual deslocamento da data de término do contrato de concessão, já que os sócios no projeto (Alupar, com 51%, e Eletronorte, com 49%) perderam mais de três anos de exploração da linha, considerando a data de entrada em operação comercial. A expectativa do Ministério de Minas e Energia é de que a licença de instalação do empreendimento seja emitida até junho, para que a obra comece no segundo semestre.


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Carga no SIN sobe 5,1% em fevereiro, afirma ONS

A carga nacional de energia elétrica em fevereiro chegou a 71.943 MW, variação positiva de 5,1% em relação ao mesmo mês de 2018. No acumulado dos últimos 12 meses, a energia no SIN registrou avanço de 2,6% em relação ao mesmo período anterior. Para o Operador Nacional do Sistema Elétrico, o crescimento tem como principal fator o maior número de dias úteis em relação ao mesmo período do ano anterior, quando havia ocorrido o feriado de Carnaval. Além disso, as temperaturas observadas no mês foram ligeiramente superiores às observadas no ano anterior.

Para o ONS, além dos fatores fortuitos, a produção para normalização dos estoques da indústria é outro ponto que pode ter contribuído para o resultado da carga. Segundo divulgação da Fundação Getúlio Vargas, o indicador que mede o nível dos estoques empresariais subiu 4,7 pontos, passando de 96,8 para 101,5 pontos, exercendo a maior influência para o avanço do ISA – Índice da Situação Atual em fevereiro.

Desempenho por subsistema

De acordo com o relatório do Operador, a carga do submercado Sudeste/Centro-Oeste alcançou 42.045 MW médios em fevereiro, alta de 5,3% na comparação anual. No acumulado de 12 meses, avançou 3,1%. Com cerca de 60% da demanda por energia da indústria do país, a carga do subsistema tem sido fortemente impactada pela perda de fôlego da Indústria, ao longo dos últimos trimestres de 2018.

No Sul o maior número de dia úteis e a elevação nas temperaturas contribuíram para o crescimento de 3,4% no registro do consumo em relação ao mesmo período do ano anterior. No acumulado dos últimos 12 meses, o índice ficou em 3,2% positivos. Já no Nordeste a alta foi de 7,6% na comparação anual e de 3% no acumulado em relação ao mesmo período anterior.

No subsistema Norte a variação positiva foi de 2,3% em relação ao valor do mesmo mês do ano passado. Por sua vez, no acumulado dos últimos 12 meses foi registrado recuo de 2,6% em relação ao mesmo período anterior. Vale destacar que a manutenção da carga reduzida de um Consumidor Livre da Rede Básica desde meados de abril de 2018 tem impactado negativamente as taxas de crescimento da carga do submercado.


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Preço da energia sobe 15% nos submercados Sul e Sudeste

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período entre 23 e 29 de março subiu 15%, em média, ao passar de R$ 199,09/MWh para R$ 229,74/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. No Nordeste e no Norte, os preços permaneceram os mesmos da semana passada, R$ 160,22/MWh e R$ 42,35/MWh, respectivamente.

Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a elevação do PLD é explicada pela previsão de afluências menos otimistas que as previstas anteriormente para o Sistema Interligado Nacional (redução de 92% para 89% da média histórica), apesar de a estimativa ainda estar alta para março nos submercados Sudeste (95%) e Sul (138%). No caso da região Norte, as afluências previstas ficaram em 85% e no Nordeste permaneceram em 40%.

A carga prevista para a próxima semana deve ficar em torno de 60 MW médios mais alta, com elevação de 115 MW médios no Nordeste e de 135 MW médios no Norte. No Sudeste, a carga deverá ser a mesma da registrada na semana anterior e no Sul a expectativa é que a carga reduza 190 MW médios.

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 145 MW médios mais altos em relação ao esperado, com redução no Norte (132 MW médios) e no Sul (390 MW médios). Nos demais submercados (Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste), as elevações ficaram, respectivamente, em 410 MW médios e 260 MW médios.

O fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) esperado para março foi revisado de 138,5% para 138,7%. O Encargo de Serviço do Sistema (ESS) previsto para março é R$ 239 milhões, sendo R$ 80 milhões referentes às restrições operativas e R$ 159 milhões referentes à reserva operativa. A CCEE ressalta que considerando a atual conjuntura, a previsão de encargos pode variar.

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Volume sobe no Sul e reservatórios operam acima de 47%

Em mais um dia de elevações em todos os reservatórios do país, o subsistema Sul registrou crescimento de 0,2% na capacidade de armazenamento, chegando a 47,2%, segundo os dados de operação da última quarta-feira, 20 de março, reportada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico por meio do IPDO, o qual aponta que a energia armazenada foi para 9.489 MW mês e a ENA registra 137% da MLT. As usinas G.B Munhoz e Passo Fundo operam com 41,40% e 49,52% de volume, respectivamente.

Na região Norte o acréscimo foi de 0,2% e o submercado apresenta 64,5% da capacidade. A energia armazenada afere 9.709 MW mês e a energia afluente segue em 73% da MLT. A hidrelétrica de Tucuruí funciona a 98,39%. No Sudeste/Centro-Oeste a capacidade de armazenamento subiu 0,4%, deixando os reservatórios com 37,3%. A energia afluente permanece em 89% da MLT e a armazenada atingiu 75.753 MW. Furnas trabalha com 38,55% e a UHE Serra da Mesa, com 14,93% do volume.

No Nordeste do país os níveis também subiram 0,4% e os reservatórios operam com 49,9%. A energia armazenada aparece com 25.863 MW mês e a ENA permanece em 39% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho trabalha com 40,74% de sua capacidade.

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Aneel quita empréstimo, e tarifa de energia ficará, em média, 3,7% mais barata

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), André Pepitone, anunciou nesta quarta-feira (20) que as contas de energia ficarão, em média, 3,7% mais baratas em 2019 e 1,2% em 2020.

Isso será possível porque o governo e a agência fecharam acordo com bancos para antecipar a quitação de um empréstimo feito em 2014 para ajudar as distribuidoras de energia a pagar o custo extra gerado pelo uso mais intenso de termelétricas.

Naquele ano, o país sofreu com a falta de chuvas, que reduziu drasticamente o nível dos reservatórios de hidrelétricas, e foi preciso acionar mais usinas térmicas. O problema é que a energia gerada por elas é mais cara, porque o processo é feito por meio da queima de combustíveis como óleo e gás natural.

Em 2015, a Aneel informou que o empréstimo para socorrer as distribuidoras custaria R$ 34 bilhões aos consumidores. Desse total, R$ 12,8 bilhões se referiam a juros.

Queda no armazenamento de água de hidrelétricas em 2014 levou a uso mais intenso de térmicas e à necessidade de empréstimo — Foto: Divulgação Queda no armazenamento de água de hidrelétricas em 2014 levou a uso mais intenso de térmicas e à necessidade de empréstimo — Foto: Divulgação
Queda no armazenamento de água de hidrelétricas em 2014 levou a uso mais intenso de térmicas e à necessidade de empréstimo — Foto: Divulgação

Desde aquele ano, vem sendo cobrado um valor adicional nas contas de luz de todos os brasileiros para pagar as parcelas do empréstimo. A previsão inicial era de que ele fosse quitado em 2020. Em 2015, a agência estimava que essa cobrança provocaria um aumento de cinco a seis pontos percentuais nas contas de luz.

Com a quitação antecipada do empréstimo, os consumidores deixarão de pagar R$ 6,4 bilhões nas contas de luz em 2019. É isso que fará com que as contas de luz fiquem, em média, 3,7% mais baratas.

Para 2020, a previsão é que os consumidores deixem de pagar R$ 2 bilhões nas tarifas de energia, o que permitirá uma redução média de 1,2% nas tarifas.

Socorro a distribuidoras
Pela regra do setor elétrico, as distribuidoras deveriam pagar pelo custo extra com uso das termelétricas e, depois, serem ressarcidas nas revisões tarifárias, que ocorrem todos os anos. Ou seja, os consumidores pagariam essa conta de qualquer maneira.

Na época, porém, as distribuidoras alegaram que a conta era muito alta e que não dispunham de recursos para fazer frente a ela. Por isso, o governo optou pelo empréstimo bancário.

O quitação agora vai ser possível porque, além de recursos para quitar as parcelas do empréstimo, também foi cobrada dos consumidores uma espécie de seguro, que era depositado em uma conta reserva.

Anualmente, esse empréstimo custa R$ 8,4 bilhões aos consumidores de todo o Brasil, com exceção dos de Roraima, que não pagam as parcelas porque o estado não está interligado ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

"Dos pagamentos mensais, parte é utilizado para amortizar o empréstimo e parte para criar uma conta de reserva conforme o acordo. Identificamos que em setembro de 2019 o fundo seria constituído por R$ 7,2 bilhões e que o saldo devedor seria de R$ 6,45 bilhões, de tal forma que teria recurso para quitar a operação de forma antecipada", afirmou o diretor-geral da Aneel, André Pepitone.

Segundo ele, o saldo que restar em conta será devolvido aos consumidores.

Negociação
Atualmente, o empréstimo está ligado a oito bancos (Banco do Brasil, Caixa, BNDES, Banrisul, Itaú, Bradesco, Santander, Citibank). Esses bancos cobraram uma taxa de 2% do saldo restante para aceitarem o pagamento antecipado.

Segundo o presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Rui Altieri, isso significa um custo de R$ 140 milhões, valor inferior ao que seria pago de juros durante o período.

O cálculo dos próximos reajustes tarifários já levará em consideração o efeito redutor de 3,7% da antecipação. Para as distribuidoras que já passaram pelo reajuste de 2019, caso da Light, no Rio de Janeiro, a Aneel fará uma revisão extraordinária para retirar esse custo da tarifa.

Leia mais em: https://g1.globo.com/economia/noticia/2019/03/20/aneel-quita-emprestimo-e-tarifa-de-energia-ficara-em-media-37-mais-barata.ghtml

PLD cai no Sudeste/Centro-Oeste e Sul

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para o período entre 16 e 22 de março caiu 20% ao passar de R$ 250,06/MWh para R$ 199,09/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. No Nordeste e no Norte, os preços permaneceram os mesmos da semana passada, R$ 160,22/MWh e R$ 42,35/MWh, respectivamente.

A redução do PLD é explicada pela verificação e estimativa de afluências mais otimistas (de 87% para 92% da média histórica) para março no Sistema Interligado Nacional - SIN, principalmente nas regiões Sul (172%) e Norte (89%). A expectativa de ENAs indica índices em 96% Sudeste e em 40% no Nordeste.

A carga prevista para a próxima semana deve ficar em torno de 485 MWmédios mais baixa, com reduções de 165 MWMédios no Sul, de 175 MWmédios no Nordeste e de 145 MWmédios no Norte. No Sudeste, a carga deverá ser a mesma da registrada na semana anterior.

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 510 MWmédios mais altos em relação ao esperado, com redução apenas no Norte (-145 MWmédios). Nos demais submercados, as elevações ficaram, respectivamente, em 205 MWmédios, 350 MWmédios e 105 MWmédios no Sudeste, Sul e Nordeste.

O fator de ajuste do MRE esperado para março foi revisto de 138,6% para 139,1%. O ESS previsto para março de 2019 é de R$ 69 milhões, sendo R$ 50 milhões referentes às restrições operativas e R$ 19 milhões à reserva operativa. A CCEE ressalta que considerando a atual conjuntura, a previsão de encargos pode variar.

Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_646395&_afrLoop=501975720151487&_adf.ctrl-state=ineq9qpjs_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_646395%26_afrLoop%3D501975720151487%26_adf.ctrl-state%3Dineq9qpjs_50

Capacidade aumenta no Nordeste, que opera com 49,3%

Os reservatórios do Nordeste apresentaram crescimento de 0,3% na capacidade de armazenamento, que chegou a 49,3%, segundo os dados de operação da última segunda-feira, 18 de março, reportada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico através do seu IPDO, o qual aponta que a energia armazenada se encontra em 25.550 MW mês no dia e que a ENA segue em 38% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho opera com 40,05% de sua capacidade.

No Sudeste/Centro-Oeste do país, os níveis cresceram 0,3% e o submercado funciona com 36,7%. A energia armazenada aparece com 74.547 MW mês e a energia afluente permanece em 89% da MLT. Furnas funciona com 37,67% e a UHE Nova Ponte com 33,49% do volume. Já o Norte do país contou com redução de 0,2% no subsistema, que opera com 64,2% da capacidade. A energia armazenada apresenta 9.667 MW mês e a energia afluente caiu para 73% da MLT. A hidrelétrica de Tucuruí opera a 98,24%.

Por sua vez a região Sul registrou o maior aumento do dia: 0,5%, deixando os reservatórios com 46,6%. A energia armazenada foi para 9.360 MW mês e a ENA registra 133% da MLT. As usinas G.B Munhoz e Passo Fundo trabalham com 40,62% e 49,60% de volume, respectivamente.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53093294/capacidade-aumenta-no-nordeste-que-opera-com-493

Preço da energia cai 20% no Sul e Sudeste

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período entre 16 e 22 de março caiu 20%, na média, ao passar de R$ 250,06/MWh para R$ 199,09/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. No Nordeste e no Norte, os preços permaneceram os mesmos da semana passada, R$ 160,22/MWh e R$ 42,35/MWh, respectivamente.

De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a redução do PLD é explicada pela verificação e estimativa de afluências mais otimistas (de 87% para 92% da média histórica) para março no Sistema Interligado Nacional (SIN), principalmente nas regiões Sul (172%) e Norte (89%); o mesmo índice ficou em 96% no Sudeste e 40% no Nordeste.

A carga prevista para a próxima semana deve ficar em torno de 485 MW médios mais baixa, com reduções de 165 MW Médios no Sul, de 175 MW médios no Nordeste e de 145 MW médios no Norte. No Sudeste, a carga deverá ser a mesma da registrada na semana anterior.

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 510 MW médios mais altos em relação ao esperado, com redução apenas no Norte (-145 MW médios). Nos demais submercados, as elevações ficaram, respectivamente, em 205 MW médios, 350 MW médios e 105 MW médios no Sudeste, Sul e Nordeste.

O fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) esperado para março foi revisto de 138,6% para 139,1%. O Encargo de Serviço do Sistema (ESS) previsto para março de 2019 é de R$ 69 milhões, sendo R$ 50 milhões referentes às restrições operativas e R$ 19 milhões à reserva operativa. A CCEE ressalta que considerando a atual conjuntura, a previsão de encargos pode variar.

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ONS passa a prever queda de 0,3% em carga de energia do sistema do país em março

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) passou a prever queda de 0,3 por cento na carga de energia do Sistema Nacional em março, na comparação anual, segundo relatório divulgado nesta sexta-feira.
Na semana passada, o ONS previa estabilidade na carga ante igual mês de 2018.Em relação às chuvas, o operador vê precipitações abundantes nos reservatórios de hidrelétricas do Sul, em 172 por cento da média histórica em março, ante 124 por cento considerados na semana passada, enquanto para o Nordeste manteve sua expectativa em 40 por cento.

Já para o Sudeste, onde se concentram as usinas do país, o ONS vê chuvas em 96 por cento da média, versus previsão de 94 por cento no boletim da semana anterior.




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Chile, a nova meca das energias limpas

Cerro Dominador, a primeira usina de energia termossolar da América Latina, é o símbolo da ambiciosa transição energética empreendida pelo Chile, que aspira a ter 100% de geração limpa até 2040.

Em pleno deserto do Atacama, o local mais parecido com Marte na Terra, Cerro Dominador emerge como uma obra de engenharia futurista, que gerará luz para 250.000 casas a partir de 2020.

Dotada com tecnologia termossolar de concentração, CSP na sigla em inglês, os mais de 10.000 helióstatos dispostos em círculo, espelhos de 140 m2 que seguem a trajetória do sol, projetarão o calor solar como se fossem uma lupa sobre o receptor colocado no alto da torre antissísmica de 250 metros, situada no centro.

O receptor contém um fluxo de sais fundidos que aquecerão a 565ºC e servirão para aquecer a água, cujo vapor propulsará uma turbina encarregada de gerar energia quando o sol se pôr.

Diferentemente de uma usina fotovoltaica tradicional, que requer luz solar constantemente, a tecnologia CSP “gera eletricidade durante 17,5 horas” sem necessidade de que haja sol, diz Francisco Vizcaíno, diretor de Cerro Dominador.

A usina foi construída pelas espanholas Acciona e Abengoa, com um investimento de mais de 800 milhões de dólares fornecidos pelo fundo americano EIG Global Energy Partners.

Esta tecnologia chega pela primeira vez à América Latina, embora usinas deste tipo já funcionem na Espanha, Estados Unidos, Magrebe, Arábia Saudita e China.

“Todos estamos preocupados com o meio ambiente e em como nos liberarmos das emissões e buscar energias renováveis”, diz Vizcaíno à AFP.

Em dezembro o Chile receberá a COP25, a reunião anual para combater a mudança climática, que o presidente Jair Bolsonaro se negou a realizar no Brasil.

Em 1.000 hectares, o complexo de Cerro Dominador, onde também há uma usina fotovoltaica tradicional, gerará 210 MW, que reduzirão as emissões no equivalente a “360.000 carros”, diz seu diretor.

O governo de Sebastián Piñera aspira a que até 2040, 100% da matriz energética do país seja de origem limpa, um objetivo ambicioso tendo em conta que em julho do ano passado 53,2% da energia procedia de recursos fósseis.

“Chegar a 100% de geração limpa e renovável não só é tecnicamente possível, mas também tem bom custo-benefício”, afirma Carlos Finat, diretor executivo da Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento.

A chave e o desafio futuro é que as energias renováveis não convencionais sejam “administráveis”, ou seja, que se possa “produzir quando se necessita”, lembra Vizcaíno.

Com aridez e secura ambiental, o Atacama oferece condições únicas com a radiação solar mais alta do mundo: 310 watts/m2, que pode atingir 1.000 watts/m2 em algumas zonas do norte do país – “50% mais que no Saara e 60% mais que no Deserto da Arábia”, lembra Vizcaíno.

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Fonte solar alcança 2 GW no Brasil

A fonte solar fotovoltaica atingiu no Brasil a marca de 2GW de potência operacional, segundo levantamento da Associação Brasileira de Energia Solar e Fotovoltaica. A fonte, com 2.056 MW passa a ocupar a sétima posição na matriz brasileira, ultrapassando a térmica nuclear, que tem 1.990 MW. Hoje, as usinas fotovoltaicas estão instaladas nos nove estados da região Nordeste, Sudeste e Norte, com destaque para Bahia, Piauí, Ceará e Minas Gerais.

A fonte foi viabilizada em leilões pela primeira vez no leilão A-5 realizado em 2014, quando houve uma forte e disputa no certame. Na ocasião, seu preço médio ficou em R$ 215/ MWh. No último leilão que participou, o A-4 de 2018, o preço caiu para R$ 118,07/ MWh, mais competitiva que os preços das usinas hídricas e de biomassa, de R$ 198,12/ MWh e R$ 198,94/ MWh, respectivamente.

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Gigantes de energia solar abrem canais de vendas no Brasil

A sul-coreana QCells, uma das três maiores produtoras globais de células fotovoltaicas, com uma capacidade produtiva de 9,4 GW, e a SolarEdge, fabricante israelense de inversores solares que mais cresce no mundo, acabam de oficializar uma parceria estratégica com o Portal Solar, marketplace nacional de geração distribuída, para a criação de um canal de vendas online no país.

As duas empresas internacionais já possuem contratos de distribuição de equipamentos no Brasil para projetos a serem entregues ainda este ano. Desde o ano passado, as companhias têm promovido treinamentos técnicos constantes para instaladores e distribuidores locais em diferentes regiões brasileiras. Também estão previstos grandes investimentos em marketing, com a realização de eventos próprios no país, road-shows e lançamento de novos produtos.

A SolarEdge, com a estratégia comercial de vendas online, pretende tornar-se a marca número um de MLPE no Brasil em 2019. A MLPE é uma tecnologia de ponta que reduz o efeito do sombreamento nos painéis solares. Os produtos da gigante israelense já foram instalados em mais de 750 mil locais, em 133 países em todo o mundo.

Os equipamentos da QCells estão presentes em cerca de 40 países, com projetos que somam mais de 27 gigawatts, entre as grandes usinas e os sistemas de geração distribuída. A empresa aposta na tecnologia MONO-PERC para o Brasil, tecnologia esta que aumenta a eficiência dos painéis solares e assim reduz a área necessária para instalação.

O Portal Solar, que movimentou mais de R$ 100 milhões em 2018, agrega cerca de 8 mil empresas e mais de 5 mil itens disponíveis, entre equipamentos de instalação, inversores, sistemas de bombeamento e baterias de lítio, além de milhares de opções de geradores fotovoltaicos (painéis solares) pré-configurados vendidos como kits prontos para a instalação.

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Preço da energia cai no Sudeste, Sul e Nordeste, diz CCEE

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período entre 9 e 15 de março caiu 1% ao passar de R$ 251,81/MWh para R$ 250,06/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. No Nordeste, a redução foi de 3% com o PLD fixado em R$ 160,22/MWh, enquanto no Norte permanece no valor mínimo de R$ 42,35/MWh, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

A redução do PLD é explicada pela verificação e estimativa de afluências mais otimistas (de 84% para 87% da média histórica) para março no Sistema Interligado Nacional -(SIN), principalmente nas regiões Sul (124%) e Norte (76%). A expectativa de ENAs indica índices em 94% no Sudeste e em 40% no Nordeste.

A carga esperada para a próxima semana deve ficar praticamente a mesma da última previsão, apenas com aumento de 100 MW médios no Sul.

Os níveis dos reservatórios do Sistema ficaram cerca de 2.420 MW médios mais altos frente ao esperado, com o registro de queda no Sul (-225 MW médios) e no Nordeste (-210 MW médios). No Sudeste (+1.220 MW médios) e no Norte (+1.630 MW médios), os níveis estão mais elevados.

O fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) esperado para março foi revisto de 139% para 138,6%. O Encargo de Serviço do Sistema (ESS) esperado para o período é de R$ 36 milhões, sendo R$ 24 milhões referentes às restrições operativas e R$ 12 milhões à reserva operativa de potência. A CCEE ressalta que considerando a atual conjuntura, a previsão de encargos pode variar.


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Matriz elétrica aumenta 444 MW até meados de fevereiro

Nos primeiros 45 dias do ano o país verificou o incremento de sua matriz elétrica em 444,93 MW. O maior volume veio da fonte solar com 179 MW, seguida pela eólica com 133,7 MW, UHEs com 116,73 MW e mais 15,5 MW em PCHs. De acordo com dados preliminares da Agência Nacional de Energia Elétrica, somente nos primeiros 15 dias de fevereiro foram 186,73 MW. Nesse período não houve o acréscimo da capacidade de geração de energia térmica por fontes fósseis ou por biomassa.
O relatório mensal de acompanhamento da expansão em fevereiro teve os dados de janeiro atualizados. O primeiro mês do ano fechou com 258,2 MW de capacidade nova instalada no país, leve aumento ante os 239,7 MW apontados anteriormente. A maior diferença está na expectativa da expansão ao final de 2019. O volume esperado passou de 4,6 GW para quase 5,4 GW de energia nova, um aumento na previsão de 15,2% ao final deste ano.
Apesar desse aumento em 2019, o volume de nova potência contratada a ser instalada no Brasil recuou ante o relatório anterior. Anteriormente estavam previstos 18,4 GW, até 2026 enquadrados na classificação verde (sem restrições para a entrada em operação) e amarela (com restrições). Agora o total é de 18,2 GW, sendo 10 GW na sinalização verde e mais 8,2 GW na amarela. O volume sem previsão de entrada em operação recuou de 4,2 GW para 4 GW. Com isso, a volume total recuou de 22,6 GW para 22,2 GW do relatório de janeiro para fevereiro.

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Vazões no Sudeste aumentam e ficam próximas da média histórica

A primeira revisão semanal do PMO para o mês de março apresentou uma expressiva mudança na expectativa no nível de energia natural afluente para o submercado Sudeste/Centro-Oeste. A projeção aumentou de 80% para 95% da MLT quando comparadas as estimativas desta semana com a de sete dias atrás. Por outro lado, no Sul a ENA estimada caiu de 104% para 89% da MLT. No NE aumentou levemente para 46% e no Norte ficou estável em 76%.
Já a previsão de carga apresentou redução ante a projeção inicial para o período. Apesar de ainda ser de crescimento ante março de 2018, a elevação é de 0,1%, na semana passada esperava-se expansão de 0,3%. No SE/CO a queda é esperada em 1%, no Sul em quase isso, 0,9% e no Norte em 0,7%. O único crescimento está no NE com 5,8%.
O nível operativo dos reservatórios segue a tendência de ENA. Com isso a estimativa para o fechamento do mês no SE/CO passou para 40,7%, antes era projetado 37%. No Sul a expectativa é de chegar a 42,6%, no NE em 53% e no Norte em 64,4%.
O custo de operação do sistema caiu para a semana operativa que começa neste sábado 2 de março. O valor médio continua equalizado nos dois maiores submercados em R$ 258,44/MWh, reflexo da carga pesada em R$ 263,10/MWh, a média em R$ 262,26/MWh e a leve em R$ 255,22/MWh. No NE o CMO médio está em R$ 155,65/MWh co as cargas pesada e media em R$ 164,36/MWh e leve em R$ 148,95/MWh. No Norte está zerado em todos os patamares.
Com o desligamento das térmicas fora da ordem de mérito, medida determinada pelo CMSE ainda na semana passada e confirmada para este período, o volume estimado para despacho estimado é de 6.837 MW médios. A maior parte está classificada por inflexibilidade com 4.113 MW médios, 2.276 MW médios por ordem de mérito e mais 449 MW médios por restrição elétrica.
Em termos de meteorologia, é esperado para o início da semana a ocorrência de chuva fraca com períodos de moderada nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. No final da semana deve ocorrer precipitação de intensidade fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai.


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Consumo de energia no país cresce 3,8% em janeiro, aponta EPE

O consumo de energia do país em janeiro totalizou 41.142 gigawatts-hora (GWh), com crescimento de 3,8% em relação a igual mês do ano passado, informou nesta quinta-feira (28) a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). De acordo com relatório divulgado pela estatal, no acumulado dos últimos 12 meses terminados em janeiro o consumo aumentou 1,3% ante igual período anterior.
"À exceção do Norte (-8,9%), todas as demais regiões registraram expansão no consumo de energia elétrica no mês, com a maior taxa sendo obtida pelo Centro-Oeste (8%), seguida do Sul (6,2%), Sudeste (4,3%) e Nordeste (3,2%)", informou.
O desempenho do consumo de energia em janeiro foi impulsionado pelas classes residencial e comercial. No segmento residencial, o consumo de energia no primeiro mês deste ano somou 12.797 GWh, com crescimento de 8% ante janeiro de 2018.
Segundo a EPE, o crescimento do consumo de energia da classe residencial foi provocado principalmente pela ocorrência de temperaturas mais elevadas em janeiro deste ano, em relação a igual mês do ano passado, o que aumentou a demanda para climatização de ambientes.
"No que se refere aos condicionantes econômicos, embora a confiança das famílias venha melhorando, favorecida pelo orçamento doméstico mais ajustado (menores níveis de endividamento e inadimplência), a renda média estagnada e o avanço da ocupação principalmente por meio de vagas informais ainda são entraves à dinâmica do consumo das famílias", completou a EPE.
A elevação das temperaturas também foi o motivo para o crescimento de 5,9% do consumo de energia do segmento comercial em janeiro, na comparação com o primeiro mês de 2018, totalizando 8.096 GWh. "O aumento do consumo no período em análise foi especialmente favorecido pelas temperaturas mais elevadas em relação a 2018, com a persistência de muitos dias com os termômetros superando 28ºC em grande parte do país", explicou a estatal de estudos energéticos.
O destaque negativo do mês foi o setor industrial, cujo consumo em janeiro foi de 13.575 GWh, com queda de 0,4% em relação a igual período de 2018.
"O ano de 2019 se inicia em um quadro que envolve um mercado interno ainda enfraquecido, mas em gradual recuperação, e um cenário internacional em desaceleração, em função, entre outros, do aumento das tensões comerciais entre países, das instabilidades geopolíticas e da situação recessiva de algumas economias, como é o caso da Argentina, importante parceiro comercial do Brasil", informou a EPE.

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