O mercado livre foi o ambiente que sustentou a contratação de energia no leilão A-4, realizado nesta sexta-feira, 28 de junho, em São Paulo. O leilão terminou com a contratação de apenas 81,1 MW médios, porém viabilizou 15 usinas, cuja potência somada ultrapassou os 400 MW de nova capacidade instalada. O preço médio de venda do leilão de R$ 151,15/MWh representou um deságio de 45,03%, economia de R$ 2,1 bilhões para os consumidores de energia elétrica. Os empreendimentos demandarão investimentos estimados em R$ 1,9 bilhão, gerando 4.500 empregos durante as obras.
Segundo o secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia (MME), Ricardo Cyrino, a maioria dos projetos vendeu entre 30% e 50% da energia, revelando a estratégia das empresas de destinar parte da energia ao mercado livre, onde os preços são melhores. “O que vimos é que o mercado livre tem viabilizado a expansão de energia elétrica do Brasil”, disse o executivo a jornalistas. “Na nossa visão, dentro do que era esperado, o leilão foi um sucesso”, afirmou Cyrino.
A energia solar atingiu um novo recorde mundial, com projetos vendendo energia a R$ 64,99/MWh, equivalente a US$ 17,02/MWh. Os projetos ficam no Ceará e são da Enerlife Energias Renováveis. O menor preço registrado de energia solar no mundo aconteceu no México, cotado a US$ 19,70.
O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, lembrou que a maioria das usinas estão localizadas no Nordeste do país. “Esses empreendimentos certamente ajudaram esses estados”, disse o executivo se referindo a Ceará, Piauí e Rio Grande do Norte.
Outro destaque positivo foi a contratação de cinco pequenas centrais hidrelétricas, que juntam somam 81,31 MW de capacidade instalada. Esses projetos demandarão R$ 454 milhões para serem construídos. As usinas precisam entrar em operação em janeiro de 2023.
“A contratação foi uma divisão feita pelo governo, considerando geração e emprego, mas não dá para extrapolar isso para todos os leilões. Não podemos usar isso como regra ou viés para os próximos leilões”, disse Erik Rego, diretor de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
A contratação eólica se resumiu a três projetos, somando 95,2 MW de capacidade instalada. O preço médio de venda foi atingiu R$ 79,99/MWh, o equivalente a US$ 20,94/MWh.
Sagraram-se vendedores as empresas Celesc, Cemig, Iberdrola/Neoenergia, Voltalia, Canadian Solar, Enerlife Energias Renováveis, Estelar Engenharia, Caviza Participações Societárias e Atiaia Energia.
A Sonora viabilizou a construção de uma usina a biomassa de 21,39 MW de capacidade instalada no Mato Grosso do Sul. O preço de venda foi de 179,87/MWh, deságio de 42,12% em relação ao preço inicial de R$ 311/MWh.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53103858/mercado-livre-garantiu-o-sucesso-do-leilao-a-4
sexta-feira, 28 de junho de 2019
quinta-feira, 27 de junho de 2019
CCEE e ANEEL realizam leilão de energia gerada por fontes renováveis
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em parceria com a Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, realiza na próxima sexta-feira (28/6), a partir das 10h, o Leilão de Geração A-4 deste ano, que tem o objetivo de contratar energia proveniente de novos empreendimentos de geração de fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, com início do suprimento a partir de janeiro de 2023.
O leilão será realizado na sede da CCEE, em São Paulo, por meio de sistema eletrônico.
Serão negociados Contratos de Comercialização em Ambiente Regulado (CCEARs) por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos, para empreendimentos hidrelétricos. Também haverá contratos por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos, para usinas a biomassa e contratos por quantidade, com prazo de 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos a partir das fontes eólica e solar fotovoltaica.
Para este leilão, o sistema de cadastramento da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) recebeu 1.581 projetos, totalizando 51,2 mil MW de potência instalada.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_648825&_afrLoop=1699648342839746&_adf.ctrl-state=69lun9dki_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_648825%26_afrLoop%3D1699648342839746%26_adf.ctrl-state%3D69lun9dki_50
O leilão será realizado na sede da CCEE, em São Paulo, por meio de sistema eletrônico.
Serão negociados Contratos de Comercialização em Ambiente Regulado (CCEARs) por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos, para empreendimentos hidrelétricos. Também haverá contratos por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos, para usinas a biomassa e contratos por quantidade, com prazo de 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos a partir das fontes eólica e solar fotovoltaica.
Para este leilão, o sistema de cadastramento da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) recebeu 1.581 projetos, totalizando 51,2 mil MW de potência instalada.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_648825&_afrLoop=1699648342839746&_adf.ctrl-state=69lun9dki_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_648825%26_afrLoop%3D1699648342839746%26_adf.ctrl-state%3D69lun9dki_50
quarta-feira, 26 de junho de 2019
ONS: carga de energia elétrica sobe 4,9% em maio ante maio de 2018
A carga elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) subiu 4,9% em maio deste ano frente a igual mês de 2018, para 66.985 megawatts médios, informou o Operador Nacional do Sistema (ONS) nesta terça-feira, 25. Já em relação ao mês anterior, a carga teve uma redução de 2,5%. O Operador destaca que o recuo em relação a abril reflete o baixo dinamismo da economia, que teve repercussão no mercado de trabalho, entre outros motivos.
O maior aumento na comparação anual foi registrado pelo subsistema Norte, de 6,2%, seguido do Nordeste, com mais 5,6% de carga no mês passado. Já os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul ficaram abaixo da média do SIN, com altas de 4,7% e 4,3%, respectivamente.
Na comparação com o mês anterior a maior queda foi registrada pelo subsistema Sul, de 4,3%, seguido pelo subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com carga 3,3% menor.
"Apesar do desempenho da carga estar sendo impactado pelo baixo dinamismo da atividade econômica, o maior número de dias úteis, a ocorrência de temperaturas atípicas, a greve dos caminhoneiros ocorrida no mesmo mês do ano anterior e o início do processo gradual de retomada de consumo de um consumidor livre da rede básica do Subsistema Norte explicam a taxa de crescimento de 4,9% apresentada pela carga no referido mês", disse o ONS em nota.
O ONS destaca ainda que o fraco resultado da atividade econômica, com suas repercussões sobre o mercado de trabalho, bem como os conflitos políticos, tem repercutido negativamente sobre a confiança, tanto do setor empresarial como dos consumidores.
"Desde março observou-se a perda de confiança generalizada dos indicadores de confiança de empresários e consumidores. A forte elevação da incerteza sobre o futuro da economia é uma das razões para essa piora nas expectativas", explicou o ONS.
Leia mais em: https://www.em.com.br/app/noticia/economia/2019/06/25/internas_economia,1064521/ons-carga-de-energia-eletrica-sobe-4-9-em-maio-ante-maio-de-2018.shtml
terça-feira, 25 de junho de 2019
Energia tem maior impacto em habitação no IPCA-15 de junho
A alta de 0,64% em energia elétrica foi responsável pelo maior impacto, de 0,02 ponto percentual, no item Habitação na composição do IPCA-15 de junho. O índice variou 0,06% em junho, desacelerando em relação ao registrado em maio, de 0,35%. O IPCA-15 acumula alta de 2,33% no ano e de 3,84% em 12 meses, abaixo dos 4,93% registrados nos 12 meses anteriores. No mês anterior, energia havia tido uma alta de 0,72%.
De acordo com o IBGE, houve a volta da bandeira verde, sem cobrança adicional na conta. As variações regionais vão desde a queda de 0,58% na região metropolitana do Recife (PE) até a alta de 3,51% na região metropolitana de Belo Horizonte (MG), onde houve reajuste médio de 7,89% nas tarifas, a partir de 28 de maio. Em Recife, apesar do reajuste de 5,56% nas tarifas em 29 de abril, houve redução de PIS/Cofins, o que levou à variação negativa no mês. Outras áreas com reajuste foram Fortaleza, com variação de 2,04% e reajuste de 7,39%, e Salvador, com variação de 1,38% e reajuste médio de 6,21%, ambas a partir de 22 de abril.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53103378/energia-tem-maior-impacto-em-habitacao-no-ipca-15-de-junho
De acordo com o IBGE, houve a volta da bandeira verde, sem cobrança adicional na conta. As variações regionais vão desde a queda de 0,58% na região metropolitana do Recife (PE) até a alta de 3,51% na região metropolitana de Belo Horizonte (MG), onde houve reajuste médio de 7,89% nas tarifas, a partir de 28 de maio. Em Recife, apesar do reajuste de 5,56% nas tarifas em 29 de abril, houve redução de PIS/Cofins, o que levou à variação negativa no mês. Outras áreas com reajuste foram Fortaleza, com variação de 2,04% e reajuste de 7,39%, e Salvador, com variação de 1,38% e reajuste médio de 6,21%, ambas a partir de 22 de abril.
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segunda-feira, 24 de junho de 2019
Sistema de baterias podem deixar energias renováveis com mais estabilidade
O armazenamento de energia é um dos grandes desafios no próspero crescimento das energias renováveis – liderado pelos parques eólicos e solares – que ocorre não só no Brasil, mas em grande parte do mundo. Ambas as fontes são intermitentes e vão precisar de uma energia de base que produza ininterruptamente para “compensar” quando ambas reduzem a produção por falta de matéria-prima (os ventos e a radiação solar). As baterias estão sendo apontadas como uma grande solução nesse cenário. E isso está mais próximo do que se imagina. No Agreste pernambucano, na cidade de Belo Jardim, podem ser “encomendadas” baterias modulares capazes de armazenar até 150 megawatts (MW) de energia, o que era impensável há uma década. Sem contar as experiências com baterias que permitem aos sistemas isolados, como o da ilha de Fernando de Noronha, usarem por mais tempo a energia gerada pelo sol.
“O futuro já chegou. Temos várias baterias avançadas que podem ser acopladas com parques eólicos, fotovoltaicos ou até substituir os geradores a diesel”, explica o diretor Geral Comercial de Baterias Industriais e Armazenamento de Energia do Grupo Moura, Luiz Mello. A solução encontrada pela empresa é conhecida como Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS, na sigla em inglês). O BESS é um conjunto de baterias coordenado por um software que faz o controle do funcionamento de todo o sistema.
Os sistemas de baterias avançadas podem fazer com que as fontes renováveis tenham mais estabilidade sem precisar queimar óleo, segundo Mello. Atualmente, há um aumento da produção de energia gerada pelas térmicas, quando as eólicas – que já correspondem a mais de 9% de toda a capacidade instalada de geração do País – diminuem a “fabricação” de energia por falta dos ventos. Muitas dessas térmicas queimam o diesel, o que é poluente e aumenta as emissões de carbono.
“Há toda uma eletrônica embarcada neles que entende qual a carga a ser demandada e como a bateria vai fazer para complementar essa carga (o total a ser produzido)”, explica o diretor executivo do Instituto de Tecnologia Edson Mororó Moura (ITEMM), Spartacus Pedrosa. Por enquanto, os clientes que procuram essa solução querem substituir o gerador a diesel, usado no horário de pico, das 17h às 20h, quando a energia é mais cara. Pelos cálculos da empresa, o sistema de baterias pode reduzir de 50% até 100% os custos com o consumo desse horário.
E somente essa substituição apresenta um grande potencial de mercado. O Brasil tem uma capacidade instalada superior a 8 mil megawatts (MW) de geradores a diesel que podem ser substituídos. “Há uma estimativa de que esse tipo de bateria represente de 15% a 20% do nosso negócio em cinco anos. É uma velocidade quase exponencial”, conta Mello. A empresa usa duas tecnologias: a de íon de lítio e a de chumbo-carbono. A Moura produz cerca de 10 milhões de baterias anualmente destinadas, principalmente, a veículos e telecomunicações.
Mas por que as baterias estão sendo apontadas como uma das soluções para as renováveis? “O armazenamento representa uma oportunidade, economia e ganho de autonomia, principalmente quando realizado com um sistema de geração fotovoltaico”, resume o diretor sócio da Tayo Energia e coordenador do grupo de Armazenamento de Energia da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Markus Vlasits.
DIMINUINDO
O preço da energia armazenada em bateria por quilowatt-hora (kWh) está diminuindo desde 2014 e há uma tendência que continue caindo. “Hoje, o sistema de armazenamento inteiro sai por US$ 300 a US$ 500 por kWh”, diz Markus. E acrescenta: “É necessário ter um marco regulatório para as baterias, porque hoje não há regras claras. Também é importante a implantação de normas técnicas estabelecendo padrões mínimos de segurança”, conta.
As experiências com baterias estão dando certo. Um dos projetos de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D) da Companhia Energética de Pernambuco (Celpe) implantou um sistema de dois módulos de baterias em íons de lítio em Fernando de Noronha. Depois disso, a geração solar vai responder por 18% do consumo. Antes, era 10%. Nenhum porta-voz da Celpe concedeu entrevista, pois a empresa está num período de silêncio, imposto pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM).
A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) vai usar baterias e uma geração solar para dar mais confiabilidade ao sistema elétrico na subestação de Messias, em Alagoas. Ela vai receber uma geração solar com potência de 400 kW e outro de armazenamento em baterias de 200 kW. “Isso vai deixar a subestação mais autônoma, porque vai continuar tendo energia, independente do que está chegando”, resume o gerente de assessoria de PD & I da Chesf, José Bione. A iniciativa pode evitar apagões. E as placas fotovoltaicas serão instaladas neste segundo semestre.
Leia mais em: https://jconline.ne10.uol.com.br/canal/economia/pernambuco/noticia/2019/06/23/sistema-de-baterias-podem-deixar-energias-renovaveis-com-mais-estabilidade-381509.php
“O futuro já chegou. Temos várias baterias avançadas que podem ser acopladas com parques eólicos, fotovoltaicos ou até substituir os geradores a diesel”, explica o diretor Geral Comercial de Baterias Industriais e Armazenamento de Energia do Grupo Moura, Luiz Mello. A solução encontrada pela empresa é conhecida como Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS, na sigla em inglês). O BESS é um conjunto de baterias coordenado por um software que faz o controle do funcionamento de todo o sistema.
Os sistemas de baterias avançadas podem fazer com que as fontes renováveis tenham mais estabilidade sem precisar queimar óleo, segundo Mello. Atualmente, há um aumento da produção de energia gerada pelas térmicas, quando as eólicas – que já correspondem a mais de 9% de toda a capacidade instalada de geração do País – diminuem a “fabricação” de energia por falta dos ventos. Muitas dessas térmicas queimam o diesel, o que é poluente e aumenta as emissões de carbono.
“Há toda uma eletrônica embarcada neles que entende qual a carga a ser demandada e como a bateria vai fazer para complementar essa carga (o total a ser produzido)”, explica o diretor executivo do Instituto de Tecnologia Edson Mororó Moura (ITEMM), Spartacus Pedrosa. Por enquanto, os clientes que procuram essa solução querem substituir o gerador a diesel, usado no horário de pico, das 17h às 20h, quando a energia é mais cara. Pelos cálculos da empresa, o sistema de baterias pode reduzir de 50% até 100% os custos com o consumo desse horário.
E somente essa substituição apresenta um grande potencial de mercado. O Brasil tem uma capacidade instalada superior a 8 mil megawatts (MW) de geradores a diesel que podem ser substituídos. “Há uma estimativa de que esse tipo de bateria represente de 15% a 20% do nosso negócio em cinco anos. É uma velocidade quase exponencial”, conta Mello. A empresa usa duas tecnologias: a de íon de lítio e a de chumbo-carbono. A Moura produz cerca de 10 milhões de baterias anualmente destinadas, principalmente, a veículos e telecomunicações.
Mas por que as baterias estão sendo apontadas como uma das soluções para as renováveis? “O armazenamento representa uma oportunidade, economia e ganho de autonomia, principalmente quando realizado com um sistema de geração fotovoltaico”, resume o diretor sócio da Tayo Energia e coordenador do grupo de Armazenamento de Energia da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Markus Vlasits.
DIMINUINDO
O preço da energia armazenada em bateria por quilowatt-hora (kWh) está diminuindo desde 2014 e há uma tendência que continue caindo. “Hoje, o sistema de armazenamento inteiro sai por US$ 300 a US$ 500 por kWh”, diz Markus. E acrescenta: “É necessário ter um marco regulatório para as baterias, porque hoje não há regras claras. Também é importante a implantação de normas técnicas estabelecendo padrões mínimos de segurança”, conta.
As experiências com baterias estão dando certo. Um dos projetos de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D) da Companhia Energética de Pernambuco (Celpe) implantou um sistema de dois módulos de baterias em íons de lítio em Fernando de Noronha. Depois disso, a geração solar vai responder por 18% do consumo. Antes, era 10%. Nenhum porta-voz da Celpe concedeu entrevista, pois a empresa está num período de silêncio, imposto pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM).
A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) vai usar baterias e uma geração solar para dar mais confiabilidade ao sistema elétrico na subestação de Messias, em Alagoas. Ela vai receber uma geração solar com potência de 400 kW e outro de armazenamento em baterias de 200 kW. “Isso vai deixar a subestação mais autônoma, porque vai continuar tendo energia, independente do que está chegando”, resume o gerente de assessoria de PD & I da Chesf, José Bione. A iniciativa pode evitar apagões. E as placas fotovoltaicas serão instaladas neste segundo semestre.
Leia mais em: https://jconline.ne10.uol.com.br/canal/economia/pernambuco/noticia/2019/06/23/sistema-de-baterias-podem-deixar-energias-renovaveis-com-mais-estabilidade-381509.php
quarta-feira, 19 de junho de 2019
Capacidade de armazenamento sobe no Norte e submercado opera com 73,7%
Os reservatórios do Norte apresentaram crescimento de 0,1% no volume útil em relação ao dia anterior, atingindo 73,7%, de acordo com a operação do SIN da última terça-feira, 18 de junho, quando o Operador Nacional do Sistema Elétrico identificou através do seu IPDO diário a energia armazenada do subsistema em 11.089 MW mês e a ENA em 89% da MLT. A usina hidrelétrica de Tucuruí opera a 99,69%.
Já no Nordeste a capacidade de armazenamento caiu 0,1% e os reservatórios diminuíram para 56,5%. A energia armazenada aparece com 29.304 MW mês e a ENA afere 62% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica de Sobradinho trabalha a 45,95%. A região Sudeste/Centro-Oeste não sofreu variações nos níveis, que permaneceram em 47,7%. A energia armazenada admite 97.054 MW mês e a afluente se encontra em 98% da MLT. A hidrelétrica de Furnas trabalha com 51,13% e a usina de Serra da Mesa, com 22,60% da capacidade.
Por sua vez o submercado Sul segue com aumento em seu volume, quebrando os recordes de capacidade em 2019. Dessa vez o acréscimo foi de 0,1%, fazendo os reservatórios chegaram a 90,2%. A energia afluente aparece com 134% da MLT e a armazenada com 18.569 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, com capacidades de 95,17% e 63,66%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102999/capacidade-de-armazenamento-sobe-no-norte-e-submercado-opera-com-737
Já no Nordeste a capacidade de armazenamento caiu 0,1% e os reservatórios diminuíram para 56,5%. A energia armazenada aparece com 29.304 MW mês e a ENA afere 62% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica de Sobradinho trabalha a 45,95%. A região Sudeste/Centro-Oeste não sofreu variações nos níveis, que permaneceram em 47,7%. A energia armazenada admite 97.054 MW mês e a afluente se encontra em 98% da MLT. A hidrelétrica de Furnas trabalha com 51,13% e a usina de Serra da Mesa, com 22,60% da capacidade.
Por sua vez o submercado Sul segue com aumento em seu volume, quebrando os recordes de capacidade em 2019. Dessa vez o acréscimo foi de 0,1%, fazendo os reservatórios chegaram a 90,2%. A energia afluente aparece com 134% da MLT e a armazenada com 18.569 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, com capacidades de 95,17% e 63,66%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102999/capacidade-de-armazenamento-sobe-no-norte-e-submercado-opera-com-737
terça-feira, 18 de junho de 2019
Brasil auxiliou Argentina e Uruguai no apagão
O Brasil não foi afetado pelo apagão de grandes proporções que afetou a Argentina e o Uruguai no último domingo, 16 de junho. Segundo informações do Operador Nacional do Sistema Elétrico, foi necessário bloquear o fluxo de energia para as subestações conversoras de Melo, Rivera e Garabi. Essa atuação é automática pelo sistema. É por meio destes pontos que o sistema brasileiro se conecta com o dos vizinhos para a importação e exportação de energia.
O ONS afirma ter acompanhado com atenção o evento e no início da tarde enviou a pedido, energia para ambos os países para ajudá-los no processo de restabelecimento do fornecimento. Segundo o informativo diário (IPDO), o intercâmbio para a Argentina, via conversoras Garabi I e II foi nulo pelo bloqueio automático. Já para o Uruguai o intercâmbio deu-se via a conversora de Rivera das 12h13 às 15h30 para atendimento à Argentina. Além disso, via a conversora de Uruguaiana, das 13h11 às 14h43 e das 15h22 às 17h15 para atendimento ao Uruguai.
Para o intercâmbio internacional estavam programados 417 MW médios mas foram realizados 281 MW médios. Por Garabi I foram exportados 57 MW médios, na Garabi II 212 MW médios, 10 MW médios por Rivera e mais 2 MW médios por Uruguaiana.
O diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, comentou nesta segunda-feira, 17, durante o Ethanol Summit, em São Paulo, que não há riscos de o país sofrer um problema como os vizinhos. Ele destacou que o país teve um teste importante no início do ano com os seguidos recordes de demanda.
“Não há risco de uma coisa como essa acontecer no Brasil. Estamos trabalhando para que não aconteça no Brasil. A gente acha que não devemos sofrer nada parecido com isso, o sistema tem sido bastante resiliente. Em janeiro tivemos uma quantidade enorme de distúrbios no país inteiro, ficamos sem Angra 2, com um consumo muito alto, tivemos cinco recordes em janeiro, coisa que não acontecia desde 2014, e ainda assim respeitando frequência e tensão o sistema funcionou muito bem. Entramos numa fase que o consumo cai por conta do inverno e a expectativa é que transcorra bem esse período seco. ”
O caso começou logo depois das 7 horas da manhã do domingo, 16. De acordo com a UTE (empresa uruguaia de energia) a falha que originou o desligamento teve origem na Argentina. A interconexão dos países levou ao efeito cascata que afetou não somente aquele país, mas teve efeitos em cidades de outras nações.
Na nota da UTE é explicado o funcionamento do sistema, que avalia a relação entre demanda e oferta. Quando a demanda cai na mesma proporção. “Ao se registrar uma queda grande na Argentina, as proteções no sistema no lado uruguaio atuaram automaticamente (assim como nos demais países interconectados)”, explicou.
Em nota, divulgada na manhã desta segunda-feira, 17, a empresa afirmou que as investigações sobre o distúrbio ainda estão em curso e informará assim que obter os resultados da análise que está sendo conduzida.
Segundo explicações disponíveis até o momento, a argentina Edesur apontou que o problema ocorrido no Sistema Argentino de Interconexão (SADI), que corresponde ao nosso SIN, teve origem na linha de transmissão entre as usinas de Yacyretá e Salto Grande, no litoral daquele país que afetou ambos os vizinhos brasileiros. Às 16h12 minutos 95% dos clientes estavam reconectados, segundo a empresa. O apagão afetou cerca de 47,4 milhões de habitantes, sendo 44 milhões na Argentina e 3,4 milhões no Uruguai.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102798/brasil-auxiliou-argentina-e-uruguai-no-apagao
O ONS afirma ter acompanhado com atenção o evento e no início da tarde enviou a pedido, energia para ambos os países para ajudá-los no processo de restabelecimento do fornecimento. Segundo o informativo diário (IPDO), o intercâmbio para a Argentina, via conversoras Garabi I e II foi nulo pelo bloqueio automático. Já para o Uruguai o intercâmbio deu-se via a conversora de Rivera das 12h13 às 15h30 para atendimento à Argentina. Além disso, via a conversora de Uruguaiana, das 13h11 às 14h43 e das 15h22 às 17h15 para atendimento ao Uruguai.
Para o intercâmbio internacional estavam programados 417 MW médios mas foram realizados 281 MW médios. Por Garabi I foram exportados 57 MW médios, na Garabi II 212 MW médios, 10 MW médios por Rivera e mais 2 MW médios por Uruguaiana.
O diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, comentou nesta segunda-feira, 17, durante o Ethanol Summit, em São Paulo, que não há riscos de o país sofrer um problema como os vizinhos. Ele destacou que o país teve um teste importante no início do ano com os seguidos recordes de demanda.
“Não há risco de uma coisa como essa acontecer no Brasil. Estamos trabalhando para que não aconteça no Brasil. A gente acha que não devemos sofrer nada parecido com isso, o sistema tem sido bastante resiliente. Em janeiro tivemos uma quantidade enorme de distúrbios no país inteiro, ficamos sem Angra 2, com um consumo muito alto, tivemos cinco recordes em janeiro, coisa que não acontecia desde 2014, e ainda assim respeitando frequência e tensão o sistema funcionou muito bem. Entramos numa fase que o consumo cai por conta do inverno e a expectativa é que transcorra bem esse período seco. ”
O caso começou logo depois das 7 horas da manhã do domingo, 16. De acordo com a UTE (empresa uruguaia de energia) a falha que originou o desligamento teve origem na Argentina. A interconexão dos países levou ao efeito cascata que afetou não somente aquele país, mas teve efeitos em cidades de outras nações.
Na nota da UTE é explicado o funcionamento do sistema, que avalia a relação entre demanda e oferta. Quando a demanda cai na mesma proporção. “Ao se registrar uma queda grande na Argentina, as proteções no sistema no lado uruguaio atuaram automaticamente (assim como nos demais países interconectados)”, explicou.
Em nota, divulgada na manhã desta segunda-feira, 17, a empresa afirmou que as investigações sobre o distúrbio ainda estão em curso e informará assim que obter os resultados da análise que está sendo conduzida.
Segundo explicações disponíveis até o momento, a argentina Edesur apontou que o problema ocorrido no Sistema Argentino de Interconexão (SADI), que corresponde ao nosso SIN, teve origem na linha de transmissão entre as usinas de Yacyretá e Salto Grande, no litoral daquele país que afetou ambos os vizinhos brasileiros. Às 16h12 minutos 95% dos clientes estavam reconectados, segundo a empresa. O apagão afetou cerca de 47,4 milhões de habitantes, sendo 44 milhões na Argentina e 3,4 milhões no Uruguai.
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segunda-feira, 17 de junho de 2019
Abraceel pede celeridade na reforma do setor elétrico
A Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel) pediu celeridade ao governo na implementação das ações para modernização das regras comerciais do setor elétrico. Reginaldo Medeiros, presidente da entidade, pediu que a reforma seja feita o “mais rápido possível”, uma vez que ficar “protelando as decisões faz com que o país não viva uma nova era de mais competição e maior participação do consumidor”.
“Esse tema está parado no Congresso Nacional e precisamos que seja encontrada uma solução rápida”, disse o executivo durante participação no Ethanol Summit, evento realizado em São Paulo voltado para energia e produtos de origem na cana de açúcar, nesta segunda-feira, 17 de junho.
“O que se precisa são decisões que possam atrair investimento e que se possa levar para a sociedade uma energia mais batera. A reforma do setor sempre foi tratada como uma coisa do setor, mas ela muito mais ampla que isso. Na medida que se permitir ter energia mais barata para o consumidor, isso tratará mais competitividade para economia”, disse Medeiros.
O Ministério de Minas e Energia criou um grupo de trabalho para estudar as propostas da Consulta Pública nº 33, documento elaborado durante a gestão do ex-presidente Michel Temer. A previsão da equipe do MME é que em até 90 dias as primeiras decisões deverão ser apresentadas para o mercado. O tema já é discutido há mais de 2 anos.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102785/abraceel-pede-celeridade-na-reforma-do-setor-eletrico
“Esse tema está parado no Congresso Nacional e precisamos que seja encontrada uma solução rápida”, disse o executivo durante participação no Ethanol Summit, evento realizado em São Paulo voltado para energia e produtos de origem na cana de açúcar, nesta segunda-feira, 17 de junho.
“O que se precisa são decisões que possam atrair investimento e que se possa levar para a sociedade uma energia mais batera. A reforma do setor sempre foi tratada como uma coisa do setor, mas ela muito mais ampla que isso. Na medida que se permitir ter energia mais barata para o consumidor, isso tratará mais competitividade para economia”, disse Medeiros.
O Ministério de Minas e Energia criou um grupo de trabalho para estudar as propostas da Consulta Pública nº 33, documento elaborado durante a gestão do ex-presidente Michel Temer. A previsão da equipe do MME é que em até 90 dias as primeiras decisões deverão ser apresentadas para o mercado. O tema já é discutido há mais de 2 anos.
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sexta-feira, 14 de junho de 2019
Indústria de energia renovável empregou 11 milhões de pessoas
O número de trabalhadores empregados pela indústria de energia renovável continua crescendo. Em 2018, pelo menos 11 milhões de pessoas em todo o mundo mantinham empregos em todo o setor de energias renováveis, desde a fabricação e comercialização até a instalação.
De acordo com o sexto relatório anual de empregos
da Agência Internacional de Energia Renovável, a maioria desses empregos está concentrada na China, na União Européia, no Brasil e nos Estados Unidos.
Os números mostram um aumento constante ao longo dos anos. Em 2017, havia 10,3 milhões de empregos. Isso foi de 9,8 milhões em 2016 e 8,1 milhões em 2015.
Esse crescimento ocorre ao mesmo tempo em que os países estão estabelecendo recordes de geração de energia limpa.
O Reino Unido passou recentemente pelo menos 10 dias sem gerar energia a carvão, enquanto no mês passado a geração de energia renovável dos EUA ultrapassou a geração de carvão pela primeira vez na história.
Nos Estados Unidos, o número de pessoas que trabalham em energias renováveis está abaixo da quantidade empregada pela indústria de combustíveis fósseis. No ano passado, houve um ligeiro aumento nesses empregos, com pouco mais de 1,1 milhão de pessoas
empregadas em combustíveis de petróleo, gás natural, carvão e biomassa em todo o país.
De acordo com o relatório da IRENA, a energia solar continua a ser o principal empregador no setor de energias renováveis, fornecendo 3,6 milhões de empregos no ano passado, representando um terço do fluxo de trabalho da indústria inteira.
Isso se deve em parte à expansão na Índia e no Sudeste Asiático, bem como no Brasil. A China, no entanto, continua a ser o principal empregador solar, representando 61% de todos os empregos em 2018.
Enquanto isso, 2,1 milhões de pessoas trabalhavam na indústria de biocombustíveis, outros 2,1 milhões de empregos eram em energia hidrelétrica e a energia eólica empregava 1,2 milhão de pessoas.
Um terço de todos os empregos renováveis em todo o mundo, afirma o relatório, são ocupados por mulheres. Isso é comparado a uma média de 22% na indústria de petróleo e gás. No entanto, relatórios anteriores
mostraram que, pelo menos na indústria solar nos Estados Unidos, a maioria dos empregos ainda é de homens brancos.
O presidente Donald Trump disse repetidamente que combater as mudanças climáticas significa perder empregos. Mas como este relatório mostra, na verdade o oposto é verdadeiro.
As conclusões do último relatório da IRENA apóiam um estudo divulgado em dezembro passado pela International Labour Review,
que concluiu que a aceleração da transição para energia limpa poderia adicionar 24 milhões de empregos em todo o mundo até 2030.
Em comunicado à imprensa na quinta-feira, Francesco La Camera, diretor-geral da Irena, disse que os países estão investindo em renováveis não apenas por causa das preocupações climáticas, mas também porque faz sentido econômico.
“Além dos objetivos climáticos”, disse ele, “os governos estão priorizando as energias renováveis como um motor do crescimento econômico de baixo carbono, reconhecendo as inúmeras oportunidades de emprego criadas pela transição para as energias renováveis”.
Leia mais em: https://www.opetroleo.com.br/industria-de-energia-renovavel-empregou-11-milhoes-de-pessoas/
De acordo com o sexto relatório anual de empregos
da Agência Internacional de Energia Renovável, a maioria desses empregos está concentrada na China, na União Européia, no Brasil e nos Estados Unidos.
Os números mostram um aumento constante ao longo dos anos. Em 2017, havia 10,3 milhões de empregos. Isso foi de 9,8 milhões em 2016 e 8,1 milhões em 2015.
Esse crescimento ocorre ao mesmo tempo em que os países estão estabelecendo recordes de geração de energia limpa.
O Reino Unido passou recentemente pelo menos 10 dias sem gerar energia a carvão, enquanto no mês passado a geração de energia renovável dos EUA ultrapassou a geração de carvão pela primeira vez na história.
Nos Estados Unidos, o número de pessoas que trabalham em energias renováveis está abaixo da quantidade empregada pela indústria de combustíveis fósseis. No ano passado, houve um ligeiro aumento nesses empregos, com pouco mais de 1,1 milhão de pessoas
empregadas em combustíveis de petróleo, gás natural, carvão e biomassa em todo o país.
De acordo com o relatório da IRENA, a energia solar continua a ser o principal empregador no setor de energias renováveis, fornecendo 3,6 milhões de empregos no ano passado, representando um terço do fluxo de trabalho da indústria inteira.
Isso se deve em parte à expansão na Índia e no Sudeste Asiático, bem como no Brasil. A China, no entanto, continua a ser o principal empregador solar, representando 61% de todos os empregos em 2018.
Enquanto isso, 2,1 milhões de pessoas trabalhavam na indústria de biocombustíveis, outros 2,1 milhões de empregos eram em energia hidrelétrica e a energia eólica empregava 1,2 milhão de pessoas.
Um terço de todos os empregos renováveis em todo o mundo, afirma o relatório, são ocupados por mulheres. Isso é comparado a uma média de 22% na indústria de petróleo e gás. No entanto, relatórios anteriores
mostraram que, pelo menos na indústria solar nos Estados Unidos, a maioria dos empregos ainda é de homens brancos.
O presidente Donald Trump disse repetidamente que combater as mudanças climáticas significa perder empregos. Mas como este relatório mostra, na verdade o oposto é verdadeiro.
As conclusões do último relatório da IRENA apóiam um estudo divulgado em dezembro passado pela International Labour Review,
que concluiu que a aceleração da transição para energia limpa poderia adicionar 24 milhões de empregos em todo o mundo até 2030.
Em comunicado à imprensa na quinta-feira, Francesco La Camera, diretor-geral da Irena, disse que os países estão investindo em renováveis não apenas por causa das preocupações climáticas, mas também porque faz sentido econômico.
“Além dos objetivos climáticos”, disse ele, “os governos estão priorizando as energias renováveis como um motor do crescimento econômico de baixo carbono, reconhecendo as inúmeras oportunidades de emprego criadas pela transição para as energias renováveis”.
Leia mais em: https://www.opetroleo.com.br/industria-de-energia-renovavel-empregou-11-milhoes-de-pessoas/
quinta-feira, 13 de junho de 2019
Para o Ministério da Economia, mercado de GD precisa passar por realismo tarifário
O Ministério da Economia concluiu que a regra atual para compensação da energia produzida por consumidores não é a mais adequada, pois promove incentivos econômicos incorretos. A Agência CanalEnergia teve acesso a um estudo realizado pela Secretária de Avaliação, Planejamento, Energia e Loteria em que pede que seja realizado um “realismo tarifário” nesse mercado, que está em franca expansão no país.
Diferente do documento divulgado pela Secretaria de Infraestrutura da pasta, não há cálculos sobre quais seriam os impactos financeiros e tributários em um cenário em que as regras atuais fossem mantidas. Mas está claro para ambas as pastas que a tecnologia não otimiza o uso dos recursos energéticos, prejudica os mais pobres, desestimula o investimento em baterias e não desloca o uso de outras fontes de geração mais poluentes.
O termo realismo tarifário ganhou destaque nos jornais em 2015, durante a gestão de Joaquim Levy, escolhido para ocupar o cargo de ministro da Fazenda no segundo mandato da presidente Dilma Rousseff. Na época, Levy promoveu um “tarifaço” no setor elétrico, elevando a tarifa em mais de 50% em um único ano.
Na discussão sobre a geração distribuída, o termo foi colocado no sentido de que os investidores em geração distribuída são beneficiados porque não pagam pelo uso da rede de distribuição. “Tendo em vista a indefinição política quanto ao objetivo a ser atingido e o atual arcabouço regulatório do segmento de distribuição, entendemos que o realismo tarifário deve ser aplicado para a GD. Desta maneira, dada a adoção de um sistema de Net Metering, o prossumidor deve ser remunerado apenas pela tarifa de energia (equiparando a um gerador líquido). Essa medida, além do realismo tarifário, vai ao encontro da necessidade de o mecanismo ser ajustado à medida que a tecnologia se torna mais competitiva com a evolução tecnológica”, diz o documento.
Em 2019, o Brasil se tornou a segunda nação a superar a marca de 1 GW de capacidade instalada de painéis solares na América Latina e Caribe, muito em função da redução de custo da tecnologia e do benefício econômico percebido pelos consumidores ao utilizar esse tipo de tecnologia frente à tarifa de energia cobrada pelas distribuidoras.
A média Brasil da tarifa B1 em março de 2019 é R$ 777,10/MWh com impostos e encargos. Essa alta tarifa incentiva que consumidores instalem seus próprios sistemas de geração. No entanto, como o sistema de compensação atual GD não prevê o pagamento pela infraestrutura da rede elétrica, esse custo recai para quem não tem condições de fazer esse investimento, em geral a população mais pobre.
Outros problemas técnicos também são apontados no estudo, como a redução do mercado das distribuidoras, enquanto a intermitência dessa geração distribuída exige por parte das concessionárias mais investimentos na rede para lidar com essa troca de fluxos elétricos.
“Do exposto, entende-se que sob o ponto de vista da eficiência da regulação econômica, para um sistema de Net metering, os sinais de preços estarão melhor definidos quando o consumidor com geração distribuída deixar de pagar apenas a parcela referente à tarifa de energia pelo seu consumo líquido. Trata-se da escolha que evita subsídios cruzados na tarifa e, pelos cálculos da própria Aneel, ainda preserva a atratividade da geração distribuída local. A adoção dessa prática fará com que a desenvolvimento da micro e minigeração distribuída possa ocorrer de forma economicamente sustentável”, diz o estudo.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102454/para-o-ministerio-da-economia-mercado-de-gd-precisa-passar-por-realismo-tarifario
Diferente do documento divulgado pela Secretaria de Infraestrutura da pasta, não há cálculos sobre quais seriam os impactos financeiros e tributários em um cenário em que as regras atuais fossem mantidas. Mas está claro para ambas as pastas que a tecnologia não otimiza o uso dos recursos energéticos, prejudica os mais pobres, desestimula o investimento em baterias e não desloca o uso de outras fontes de geração mais poluentes.
O termo realismo tarifário ganhou destaque nos jornais em 2015, durante a gestão de Joaquim Levy, escolhido para ocupar o cargo de ministro da Fazenda no segundo mandato da presidente Dilma Rousseff. Na época, Levy promoveu um “tarifaço” no setor elétrico, elevando a tarifa em mais de 50% em um único ano.
Na discussão sobre a geração distribuída, o termo foi colocado no sentido de que os investidores em geração distribuída são beneficiados porque não pagam pelo uso da rede de distribuição. “Tendo em vista a indefinição política quanto ao objetivo a ser atingido e o atual arcabouço regulatório do segmento de distribuição, entendemos que o realismo tarifário deve ser aplicado para a GD. Desta maneira, dada a adoção de um sistema de Net Metering, o prossumidor deve ser remunerado apenas pela tarifa de energia (equiparando a um gerador líquido). Essa medida, além do realismo tarifário, vai ao encontro da necessidade de o mecanismo ser ajustado à medida que a tecnologia se torna mais competitiva com a evolução tecnológica”, diz o documento.
Em 2019, o Brasil se tornou a segunda nação a superar a marca de 1 GW de capacidade instalada de painéis solares na América Latina e Caribe, muito em função da redução de custo da tecnologia e do benefício econômico percebido pelos consumidores ao utilizar esse tipo de tecnologia frente à tarifa de energia cobrada pelas distribuidoras.
A média Brasil da tarifa B1 em março de 2019 é R$ 777,10/MWh com impostos e encargos. Essa alta tarifa incentiva que consumidores instalem seus próprios sistemas de geração. No entanto, como o sistema de compensação atual GD não prevê o pagamento pela infraestrutura da rede elétrica, esse custo recai para quem não tem condições de fazer esse investimento, em geral a população mais pobre.
Outros problemas técnicos também são apontados no estudo, como a redução do mercado das distribuidoras, enquanto a intermitência dessa geração distribuída exige por parte das concessionárias mais investimentos na rede para lidar com essa troca de fluxos elétricos.
“Do exposto, entende-se que sob o ponto de vista da eficiência da regulação econômica, para um sistema de Net metering, os sinais de preços estarão melhor definidos quando o consumidor com geração distribuída deixar de pagar apenas a parcela referente à tarifa de energia pelo seu consumo líquido. Trata-se da escolha que evita subsídios cruzados na tarifa e, pelos cálculos da própria Aneel, ainda preserva a atratividade da geração distribuída local. A adoção dessa prática fará com que a desenvolvimento da micro e minigeração distribuída possa ocorrer de forma economicamente sustentável”, diz o estudo.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102454/para-o-ministerio-da-economia-mercado-de-gd-precisa-passar-por-realismo-tarifario
quarta-feira, 12 de junho de 2019
Leilões de outubro acrescentarão 100.874 MW em projetos de energia renovável no Brasil
O leilão vai contratar projetos de energia hidrelétrica, eólica, solar, de biomassa, carvão e gás natural
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), empresa estatal de pesquisa energética do Brasil, divulgou na terça-feira que 100.874 MW de projetos de energia renovável foram registrados para o próximo leilão, que será realizado em 17 de outubro de 2019. Chamado de A-6, o leilão vai contratar projetos de energia hidrelétrica, eólica, solar, de biomassa, carvão e gás natural. No total, 1.829 projetos de energia competirão por contratos.
Esta licitação, previamente agendada para 26 de setembro, concederá contratos de compra de energia (PPAs) que entrarão em vigor em 1º de janeiro de 2025.
Mais detalhes estão disponíveis na tabela abaixo.
Energia Numero de Projetos Capacidade (MW)
Eólica 845 25,158
Solar 825 29,780
Hidroelétrica Grande Porte (UHE) 5 213
Hidroelétrica Médio Porte (PCH) 59 939
Hidroelétrica Pequeno Porte (CGH) 14 39
Biomassa 25 1,360
Carvão 4 1,667
Gás Natural 52 41,718
No Brasil, as usinas hidrelétricas (UHE) são divididas em três grupos, dependendo de sua capacidade. UHE, com capacidade superior a 30 MW, PCH, entre 1 MW e 30 MW, e CGH de até 1 MW.
Leia mais em: https://clickpetroleoegas.com.br/leiloes-de-outubro-acrescentarao-100-874-mw-em-projetos-de-energia-renovavel-no-brasil/
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), empresa estatal de pesquisa energética do Brasil, divulgou na terça-feira que 100.874 MW de projetos de energia renovável foram registrados para o próximo leilão, que será realizado em 17 de outubro de 2019. Chamado de A-6, o leilão vai contratar projetos de energia hidrelétrica, eólica, solar, de biomassa, carvão e gás natural. No total, 1.829 projetos de energia competirão por contratos.
Esta licitação, previamente agendada para 26 de setembro, concederá contratos de compra de energia (PPAs) que entrarão em vigor em 1º de janeiro de 2025.
Mais detalhes estão disponíveis na tabela abaixo.
Energia Numero de Projetos Capacidade (MW)
Eólica 845 25,158
Solar 825 29,780
Hidroelétrica Grande Porte (UHE) 5 213
Hidroelétrica Médio Porte (PCH) 59 939
Hidroelétrica Pequeno Porte (CGH) 14 39
Biomassa 25 1,360
Carvão 4 1,667
Gás Natural 52 41,718
No Brasil, as usinas hidrelétricas (UHE) são divididas em três grupos, dependendo de sua capacidade. UHE, com capacidade superior a 30 MW, PCH, entre 1 MW e 30 MW, e CGH de até 1 MW.
Leia mais em: https://clickpetroleoegas.com.br/leiloes-de-outubro-acrescentarao-100-874-mw-em-projetos-de-energia-renovavel-no-brasil/
terça-feira, 11 de junho de 2019
PLD é fixado em R$ 42,35/MWh em todos os submercados
O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a segunda semana de junho (8 a 14 de junho de 2019) foi fixado em R$ 42,35/MWh para todos os submercados, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A principal responsável pela permanência do PLD no valor mínimo, explicou a CCEE, foi a elevação da energia armazenada aliada com a redução da carga. Para junho de 2019, espera-se afluências em torno de 112% da média para o sistema, estando acima da média no Sul (191%). No caso do submercado Sudeste, estão previstas em 100% da MLT, ficando abaixo da média no Nordeste (53%) e no Norte (93%).Para a próxima semana, a expectativa é que a carga prevista do Sistema Interligado Nacional (SIN) fique cerca de 570 MW médios mais baixa, com redução esperada somente no Sul.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.250 MW médios acima do esperado, influenciado pelos índices mais elevados no Sudeste (+ 820 MW médios), no Sul (+ 475 MW médios), no Nordeste (+ 50 MW médios), com exceção do Norte (- 100 MW médios).
O fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) para o mês de junho de 2019 foi revisto de 70,5% para 69,4%. Já o Encargo de Serviço do Sistema (ESS) previsto para junho de 2019 está em R$ 26 milhões, sendo em sua totalidade referente à restrição operativa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102058/pld-e-fixado-em-r-4235mwh-em-todos-os-submercados
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.250 MW médios acima do esperado, influenciado pelos índices mais elevados no Sudeste (+ 820 MW médios), no Sul (+ 475 MW médios), no Nordeste (+ 50 MW médios), com exceção do Norte (- 100 MW médios).
O fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) para o mês de junho de 2019 foi revisto de 70,5% para 69,4%. Já o Encargo de Serviço do Sistema (ESS) previsto para junho de 2019 está em R$ 26 milhões, sendo em sua totalidade referente à restrição operativa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102058/pld-e-fixado-em-r-4235mwh-em-todos-os-submercados
segunda-feira, 10 de junho de 2019
Energia mais em conta: grandes empresas apostam em geração distribuída para driblar aumentos
Para driblar os agressivos aumentos na conta de luz da Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), que somam 30,12% desde o ano passado, grandes empresas têm adotado o sistema de geração distribuída (quando o consumidor gera a própria energia) para reduzir em até 70% os gastos com eletricidade.
Como consequência, Minas Gerais despontou nesse tipo de ligação, ocupando o primeiro lugar no ranking nacional com 211 megawatts (MW) de potência instalada, o equivalente a 21,3% das conexões realizadas em solo tupiniquim.
Com a geração distribuída, as empresas podem gerar energia em uma fazenda solar, própria ou terceirizada, e abater os créditos em outras unidades, reduzindo, assim, a conta. Podem, também, gerar energia na própria sede.
A energia fotovoltaica é a principal fonte utilizada nos projetos. O motivo é a alta incidência solar no Estado, além das linhas de financiamento facilitadas para aquisição dos equipamentos e, até mesmo, instalação deles.
De olho nesse filão, a Ambev, imponente fábrica de bebidas, vai investir R$ 15 milhões nos próximos dez anos em uma fazenda solar localizada em Uberlândia, no Triângulo Mineiro, no mesmo terreno onde mantém uma planta industrial. A fazenda foi produzida em parceria com outra companhia, que investiu R$ 7 milhões no projeto. Com a energia gerada, 11 Centros de Distribuição que a cervejaria mantém em Minas Gerais serão abastecidos.
Percentual
Inicialmente, ideia é reduzir a conta de luz, percentualmente, em dois dígitos. Ao final dos dez anos, a fazenda solar, que possui 2 MW de potência instalada, pertencerá integralmente à Ambev e a redução chegará a 70%, sobrando para a empresa apenas os encargos e outras variações, como as bandeiras tarifárias.
Conforme o diretor de sustentabilidade e suprimentos da Ambev, Leonardo Coelho, o objetivo da empresa é abastecer 100% das operações com energia limpa até 2025.
“Com a redução na conta, é possível ter uma operação mais enxuta e alocar recursos onde a empresa mais precisa. A qualidade do produto aumenta e o consumidor também é beneficiado”, diz o executivo.
A rede de postos Ale Combustíveis também apostou na geração distribuída para reduzir o gasto com eletricidade. Em parceria com outra empresa, a companhia construiu uma fazenda solar em Pompéu, na região Centro-Oeste de Minas. A partir de julho, 100 postos terão um abatimento de aproximadamente 10% na conta de luz. Hoje, a rede é composta por 300 estabelecimentos.
Quando os valores são colocados na ponta do lápis é possível ver a vantagem com nitidez. Um posto de gasolina paga, em média, de R$ 5 mil a R$ 8 mil de luz por mês. Por unidade, é esperada uma redução de R$ 10 mil ao ano, o equivalente a R$ 1 milhão em 12 meses.
O diretor de Marketing e varejo da Ale Combustíveis, Diego Pires, admite que a segunda fase pode começar mais rápido do que o planejado inicialmente. “Não tem custo para o posto e em uma semana de projeto mais de 50 postos aderiram ao programa. Se a adesão for grande, podemos adiantar a segunda etapa”, afirma Pires.
Energia
Norte de Minas e região têm R$ 3,8 bi para financiar projetos
Com forte incidência solar e berço de grandes projetos fotovoltaicos, Norte de Minas, Vale do Mucuri e Vale do Jequitinhonha têm disponíveis R$ 3,8 bilhões em verbas para financiamento de sistemas geradores de energia a partir da luz do sol pelo Banco do Nordeste. O montante representa 76% dos R$ 5 bilhões que a instituição disponibiliza para a região em 2019.
Conforme explica o gerente de negócios de representação da Superintendência Minas e Espírito Santo, Fernando de Lima Paulo, o banco libera R$ 25 bilhões para o Nordeste do Brasil e para as áreas que integram a Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (Sudene) anualmente. Cada região, no entanto, pode utilizar até 20% do recurso, o equivalente a R$ 5 bilhões. “Nossa meta é emprestar no mínimo R$ 1,5 bilhão, mas já atingimos 80% desse valor”, comemora.
A verba pode ser usada por empresas, indústrias e pessoas físicas. O valor deve ser pago em até 12 anos, com carência que varia de seis meses a um ano. Podem ser financiados todos os equipamentos de geração distribuída, assim como a instalação dos componentes. Substituições de fontes energéticas também são contempladas pelas linhas de financiamento.
Vantagens
Na avaliação do ex-conselheiro de Furnas e consultor do Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Energético, Roberto D’araújo, além da redução na conta de luz, a geração distribuída tem outras grandes vantagens.
Uma delas é a possibilidade de impactar todo o sistema. Ele explica que quando as pessoas produzem a própria energia, os reservatórios de água que abastecem as usinas não sofrem pressão e as bandeiras amarela e vermelha, que são acionadas para cobrir os custos com os combustíveis fósseis usados nas térmicas e encarecem a conta de luz, não são hasteadas.
“É bom para todos. Até para a concessionária, que, no médio prazo, precisará investir menos em manutenção para que a rede atenda à demanda, especialmente nos horários de pico e no verão”, pondera.
Além Disso
A bandeira tarifária em junho de 2019 é verde, sem custo para os consumidores. Embora o mês seja típico da estação seca nas principais bacias hidrográficas do Sistema Interligado Nacional (SIN), a previsão hidrológica para o mês superou as expectativas, indicando tendência de vazões acima da média histórica para o período, o que possibilita manutenção dos níveis dos principais reservatórios próximos à referência atual.
O cenário favorável reduziu o preço da energia (PLD) para o patamar mínimo, o que diminui os custos relacionados ao risco hidrológico (GSF) e à geração de energia de fontes termelétricas. O PLD e o GSF são as duas variáveis que determinam a cor da bandeira a ser acionada.
Criado pela Aneel, o sistema de bandeiras tarifárias sinaliza o custo real da energia gerada. O funcionamento das bandeiras tarifárias é simples: as cores verde, amarela ou vermelha (nos patamares 1 e 2) indicam se a energia custará mais ou menos em função das condições de geração.
Leia mais em: https://www.hojeemdia.com.br/primeiro-plano/energia-mais-em-conta-grandes-empresas-apostam-em-gera%C3%A7%C3%A3o-distribu%C3%ADda-para-driblar-aumentos-1.719639
Como consequência, Minas Gerais despontou nesse tipo de ligação, ocupando o primeiro lugar no ranking nacional com 211 megawatts (MW) de potência instalada, o equivalente a 21,3% das conexões realizadas em solo tupiniquim.
Com a geração distribuída, as empresas podem gerar energia em uma fazenda solar, própria ou terceirizada, e abater os créditos em outras unidades, reduzindo, assim, a conta. Podem, também, gerar energia na própria sede.
A energia fotovoltaica é a principal fonte utilizada nos projetos. O motivo é a alta incidência solar no Estado, além das linhas de financiamento facilitadas para aquisição dos equipamentos e, até mesmo, instalação deles.
De olho nesse filão, a Ambev, imponente fábrica de bebidas, vai investir R$ 15 milhões nos próximos dez anos em uma fazenda solar localizada em Uberlândia, no Triângulo Mineiro, no mesmo terreno onde mantém uma planta industrial. A fazenda foi produzida em parceria com outra companhia, que investiu R$ 7 milhões no projeto. Com a energia gerada, 11 Centros de Distribuição que a cervejaria mantém em Minas Gerais serão abastecidos.
Percentual
Inicialmente, ideia é reduzir a conta de luz, percentualmente, em dois dígitos. Ao final dos dez anos, a fazenda solar, que possui 2 MW de potência instalada, pertencerá integralmente à Ambev e a redução chegará a 70%, sobrando para a empresa apenas os encargos e outras variações, como as bandeiras tarifárias.
Conforme o diretor de sustentabilidade e suprimentos da Ambev, Leonardo Coelho, o objetivo da empresa é abastecer 100% das operações com energia limpa até 2025.
“Com a redução na conta, é possível ter uma operação mais enxuta e alocar recursos onde a empresa mais precisa. A qualidade do produto aumenta e o consumidor também é beneficiado”, diz o executivo.
A rede de postos Ale Combustíveis também apostou na geração distribuída para reduzir o gasto com eletricidade. Em parceria com outra empresa, a companhia construiu uma fazenda solar em Pompéu, na região Centro-Oeste de Minas. A partir de julho, 100 postos terão um abatimento de aproximadamente 10% na conta de luz. Hoje, a rede é composta por 300 estabelecimentos.
Quando os valores são colocados na ponta do lápis é possível ver a vantagem com nitidez. Um posto de gasolina paga, em média, de R$ 5 mil a R$ 8 mil de luz por mês. Por unidade, é esperada uma redução de R$ 10 mil ao ano, o equivalente a R$ 1 milhão em 12 meses.
O diretor de Marketing e varejo da Ale Combustíveis, Diego Pires, admite que a segunda fase pode começar mais rápido do que o planejado inicialmente. “Não tem custo para o posto e em uma semana de projeto mais de 50 postos aderiram ao programa. Se a adesão for grande, podemos adiantar a segunda etapa”, afirma Pires.
Energia
Norte de Minas e região têm R$ 3,8 bi para financiar projetos
Com forte incidência solar e berço de grandes projetos fotovoltaicos, Norte de Minas, Vale do Mucuri e Vale do Jequitinhonha têm disponíveis R$ 3,8 bilhões em verbas para financiamento de sistemas geradores de energia a partir da luz do sol pelo Banco do Nordeste. O montante representa 76% dos R$ 5 bilhões que a instituição disponibiliza para a região em 2019.
Conforme explica o gerente de negócios de representação da Superintendência Minas e Espírito Santo, Fernando de Lima Paulo, o banco libera R$ 25 bilhões para o Nordeste do Brasil e para as áreas que integram a Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (Sudene) anualmente. Cada região, no entanto, pode utilizar até 20% do recurso, o equivalente a R$ 5 bilhões. “Nossa meta é emprestar no mínimo R$ 1,5 bilhão, mas já atingimos 80% desse valor”, comemora.
A verba pode ser usada por empresas, indústrias e pessoas físicas. O valor deve ser pago em até 12 anos, com carência que varia de seis meses a um ano. Podem ser financiados todos os equipamentos de geração distribuída, assim como a instalação dos componentes. Substituições de fontes energéticas também são contempladas pelas linhas de financiamento.
Vantagens
Na avaliação do ex-conselheiro de Furnas e consultor do Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Energético, Roberto D’araújo, além da redução na conta de luz, a geração distribuída tem outras grandes vantagens.
Uma delas é a possibilidade de impactar todo o sistema. Ele explica que quando as pessoas produzem a própria energia, os reservatórios de água que abastecem as usinas não sofrem pressão e as bandeiras amarela e vermelha, que são acionadas para cobrir os custos com os combustíveis fósseis usados nas térmicas e encarecem a conta de luz, não são hasteadas.
“É bom para todos. Até para a concessionária, que, no médio prazo, precisará investir menos em manutenção para que a rede atenda à demanda, especialmente nos horários de pico e no verão”, pondera.
Além Disso
A bandeira tarifária em junho de 2019 é verde, sem custo para os consumidores. Embora o mês seja típico da estação seca nas principais bacias hidrográficas do Sistema Interligado Nacional (SIN), a previsão hidrológica para o mês superou as expectativas, indicando tendência de vazões acima da média histórica para o período, o que possibilita manutenção dos níveis dos principais reservatórios próximos à referência atual.
O cenário favorável reduziu o preço da energia (PLD) para o patamar mínimo, o que diminui os custos relacionados ao risco hidrológico (GSF) e à geração de energia de fontes termelétricas. O PLD e o GSF são as duas variáveis que determinam a cor da bandeira a ser acionada.
Criado pela Aneel, o sistema de bandeiras tarifárias sinaliza o custo real da energia gerada. O funcionamento das bandeiras tarifárias é simples: as cores verde, amarela ou vermelha (nos patamares 1 e 2) indicam se a energia custará mais ou menos em função das condições de geração.
Leia mais em: https://www.hojeemdia.com.br/primeiro-plano/energia-mais-em-conta-grandes-empresas-apostam-em-gera%C3%A7%C3%A3o-distribu%C3%ADda-para-driblar-aumentos-1.719639
sexta-feira, 7 de junho de 2019
Energia elétrica sobe 2,18% em maio e gera segundo maior impacto no IPCA
tarifa de energia elétrica teve uma alta de 2,18% em maio, segundo a inflação medida pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), divulgado nesta sexta-feira, 7, pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). O item deu a segunda maior contribuição para a inflação do mês, 0,08 ponto porcentual, atrás apenas da gasolina (0,11 ponto porcentual).
"O IPCA teria sido de 0,05% se não tivesse energia elétrica", informou Pedro Kislanov da Costa, analista do Sistema Nacional de Índices de Preços do IBGE.
Houve impacto de reajustes de tarifas em sete regiões pesquisadas: Rio de Janeiro, Campo Grande, Aracaju, Salvador, Fortaleza, Recife e Belo Horizonte.
Além disso, a bandeira tarifária verde, em que não há cobrança adicional na conta de luz, foi substituída em maio pela bandeira amarela, com custo adicional de R$ 0,01 para cada quilowatt-hora consumido.
Os gastos das famílias com Habitação subiram 0,98% em maio, grupo de maior impacto no IPCA, uma contribuição de 0,15 ponto porcentual.
A taxa de água e esgoto subiu 0,82%, com reajustes em São Paulo e Brasília.
O gás de botijão teve alta de 1,35%, devido ao reajuste médio de 3,43% autorizado pela Petrobras nas refinarias a partir de 5 de maio.
Já o gás encanado ficou 0,84% mais barato, devido à redução média de 1,40% nas tarifas residenciais da Região Metropolitana do Rio de Janeiro desde 1º de maio.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/
"O IPCA teria sido de 0,05% se não tivesse energia elétrica", informou Pedro Kislanov da Costa, analista do Sistema Nacional de Índices de Preços do IBGE.
Houve impacto de reajustes de tarifas em sete regiões pesquisadas: Rio de Janeiro, Campo Grande, Aracaju, Salvador, Fortaleza, Recife e Belo Horizonte.
Além disso, a bandeira tarifária verde, em que não há cobrança adicional na conta de luz, foi substituída em maio pela bandeira amarela, com custo adicional de R$ 0,01 para cada quilowatt-hora consumido.
Os gastos das famílias com Habitação subiram 0,98% em maio, grupo de maior impacto no IPCA, uma contribuição de 0,15 ponto porcentual.
A taxa de água e esgoto subiu 0,82%, com reajustes em São Paulo e Brasília.
O gás de botijão teve alta de 1,35%, devido ao reajuste médio de 3,43% autorizado pela Petrobras nas refinarias a partir de 5 de maio.
Já o gás encanado ficou 0,84% mais barato, devido à redução média de 1,40% nas tarifas residenciais da Região Metropolitana do Rio de Janeiro desde 1º de maio.
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quinta-feira, 6 de junho de 2019
Plano Decenal de Energia (PDE) apresentará diretrizes para a política de energia elétrica do país nas próximas décadas
Deverá ser publicado até dezembro de 2019 pelo governo federal o Plano Nacional de Energia 2050. O plano apresentará diretrizes para a política de energia elétrica do país nas próximas décadas.
Existem discussões em andamento no governo sobre a possibilidade de aumentar o horizonte de um outro estudo de planejamento publicado periodicamente, o chamado Plano Decenal de Energia (PDE).
O último PDE divulgado, para até 2027, foi publicado em dezembro do ano passado, enquanto o mais recente estudo de longo prazo é o Plano Nacional de Energia 2030, lançado em 2007.
A expectativa dos empresários do setor é que os planos se estendam por mais tempo. Procurado por nossa reportagem o empresário Eduardo Machado Silva Filho comentou “-É necessario rever esse Plano Decenal, para 15 anos, para que tenhamos uma visibilidade maior para o setor”, destacando que o governo tem que garantir “previsibilidade” para os investidores com a medida.
Em audiência na câmera dos deputados, o ministro Bento Albuquerque afirmou que a pasta de Minas e Energia pretende divulgar no próximo mês um plano para abertura do setor de gás natural no país, mais conhecido como “Novo Mercado de Gás”.
O ministro também afirmou a parlamentares que o governo está próximo de acordo com a Petrobras sobre a revisão do contrato da chamada cessão onerosa, assinado com a estatal em 2010, mas não entrou em detalhes.
Em terceiro lugar ficaram as termelétricas a biomassa, com 19 projetos e 1 GW de potência.
Foram ainda cadastrados pela EPE, 44 projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) somando 606 megawatts (MW); 4 Hidrelétricas, com total de 164 MW; e 12 Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGH), com 32 MW.
A Bahia continua sendo o Estado com maior número de projetos, tantos fotovoltaicos como eólicos, com cadastro de 193 e 260, respectivamente.
O Rio Grande do Norte vem em segundo lugar, com 124 projetos de energia solar e 181 de energia eólica, seguido pelo Piauí, com 178 projetos de energia solar e 80 de energia eólica.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/negocios/dino/plano-decenal-de-energia-pde-apresentara-diretrizes-para-a-politica-de-energia-eletrica-do-pais-nas-proximas-decadas/
quarta-feira, 5 de junho de 2019
Em 2020, energia renovável será mais barata do que a tradicional, diz pesquisa
Os custos de produção de energia elétrica a partir de fontes de energia renováveis estão em queda, e a tendência é que diminuam ainda mais até o próximo ano. A conclusão está em um relatório que acaba de ser publicado pela Agência Internacional de Energia Renovável. Segundo a organização, que apoia países em fase de transição para a energia limpa, a redução dos custos foi impulsionada pelo crescimento da produção e pelas melhorias tecnológicas no setor.
Segundo o estudo, a maior queda no comparativo 2017-2018 foi relacionada à energia solar térmica concentrada (CSP): o custo médio global caiu 26%. Em seguida vem a bioenergia, que ficou, em média, 14% mais barata. O custo da produção gerada por painéis fotovoltaicos, por sua vez, caiu 13%, assim como aquele da produção eólica “onshore” (referente às usinas instalada em terra firme). Também foram registradas quedas no curso de produção das hidrelétricas (11%) e e eólicas offshore (que ficam em alto mar,1%).
Com base nesses dados, a agência estima que, até 2020, a eletricidade produzida a partir da energia eólica e solar fotovoltaica seja consideravelmente mais barata do que a gerada por qualquer fonte de combustível fóssil. Dessa maneira, ficará mais fácil para as empresas largarem de vez os combustíveis fósseis, que apresentarem altos custos ambientais, como as emissões de gases de efeito estufa, por exemplo.
Hoje, as hidrelétricas continuam sendo a forma mais barata de produzir energia renovável, a um custo médio ponderado global de US$ 0,05/kWh - o que equivale ao ponto mais baixo da faixa de custo do combustível fóssil. Segundo a agência, porém, outras fontes. como a eólica terrestre, já estão abaixo dos US$ 0,10/kWh.
O relatório lembra que os dados se referem a uma média global. Por isso, enquanto em países como Chile, México e Peru, o custo da energia solar vem caindo, em outros ela permanece mais cara. Ainda pode levar algum tmepo até que os métodos tradicionais se tornem mais caros em todo o planeta.
leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Mundo/noticia/2019/06/em-2020-energia-renovavel-sera-mais-barata-do-que-tradicional-diz-pesquisa.html
Segundo o estudo, a maior queda no comparativo 2017-2018 foi relacionada à energia solar térmica concentrada (CSP): o custo médio global caiu 26%. Em seguida vem a bioenergia, que ficou, em média, 14% mais barata. O custo da produção gerada por painéis fotovoltaicos, por sua vez, caiu 13%, assim como aquele da produção eólica “onshore” (referente às usinas instalada em terra firme). Também foram registradas quedas no curso de produção das hidrelétricas (11%) e e eólicas offshore (que ficam em alto mar,1%).
Com base nesses dados, a agência estima que, até 2020, a eletricidade produzida a partir da energia eólica e solar fotovoltaica seja consideravelmente mais barata do que a gerada por qualquer fonte de combustível fóssil. Dessa maneira, ficará mais fácil para as empresas largarem de vez os combustíveis fósseis, que apresentarem altos custos ambientais, como as emissões de gases de efeito estufa, por exemplo.
Hoje, as hidrelétricas continuam sendo a forma mais barata de produzir energia renovável, a um custo médio ponderado global de US$ 0,05/kWh - o que equivale ao ponto mais baixo da faixa de custo do combustível fóssil. Segundo a agência, porém, outras fontes. como a eólica terrestre, já estão abaixo dos US$ 0,10/kWh.
O relatório lembra que os dados se referem a uma média global. Por isso, enquanto em países como Chile, México e Peru, o custo da energia solar vem caindo, em outros ela permanece mais cara. Ainda pode levar algum tmepo até que os métodos tradicionais se tornem mais caros em todo o planeta.
leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Mundo/noticia/2019/06/em-2020-energia-renovavel-sera-mais-barata-do-que-tradicional-diz-pesquisa.html
terça-feira, 4 de junho de 2019
Expansão da matriz elétrica fica em 750 MW em maio, aponta Aneel
A expansão da capacidade instalada em operação comercial do país somou 750 MW em novos projetos no mês de maio. De acordo com dados da Agência Nacional de Energia Elétrica, no acumulado do ano, o país já tem 2.209 MW em capacidade instalada adicional em 2019. Desse montante, 1.935 MW estão alocados no ACR e outros 274 MW fora desse ambiente. São 5 novas usinas no mês e 59 ao total de janeiro a maio.
A maior responsável por esse aumento no mês passado foi a fonte hídrica, especificamente, pela inclusão da UG 13 da UHE Belo Monte com 611,11 MW de potência instalada. Outros 100 MW devem-se à UG 2 da UHE Colíder. Nesse volume total estão mais duas PCHs e uma CGH que contribuíram com 21,88 MW de capacidade instalada. A fonte térmica a biomassa teve mais 17 MW.
De um total de pouco mais de 24 GW de projetos cujas obras são fiscalizadas pela Aneel, divididos em 617 usinas, a maior parte está sob a sinalização amarela. São 11,7 GW em nova capacidade que encontram algumas dificuldades para sua implantação. Há ainda 8,9 GW em usinas sem restrições e 3,4 GW sem previsão de entrara em operação.
Em 2019 ainda são previstas usinas que somam 4,3 GW em potência, o maior volume anual até o ano de 2024. Desse montante são 3 GW somente pela fonte hídrica. Depois desse volume o maior é de 973 MW em 2020. A curva continua a redução até 2022, depois desse ano não há mais novas usinas hidrelétricas contratadas. Ao total as UHEs somam 6,4 GW fiscalizados.
Eólica são mais de 5,1 GW de potência contratada até 2024. Nos anos de 2020 e 2023 estão os maiores valores anuais com 1,2 GW para entrar em operação. Já a solar soma até o momento 2,9 GW em novas usinas contratadas, os maiores valores de acréscimo são em 2021 e 2022 com 890 MW e 1,6 GW, respectivamente. As térmicas a combustível fóssil somam 7 GW, sendo 6,6 GW destinado ao ACR.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53101344/expansao-da-matriz-eletrica-fica-em-750-mw-em-maio-aponta-aneel
A maior responsável por esse aumento no mês passado foi a fonte hídrica, especificamente, pela inclusão da UG 13 da UHE Belo Monte com 611,11 MW de potência instalada. Outros 100 MW devem-se à UG 2 da UHE Colíder. Nesse volume total estão mais duas PCHs e uma CGH que contribuíram com 21,88 MW de capacidade instalada. A fonte térmica a biomassa teve mais 17 MW.
De um total de pouco mais de 24 GW de projetos cujas obras são fiscalizadas pela Aneel, divididos em 617 usinas, a maior parte está sob a sinalização amarela. São 11,7 GW em nova capacidade que encontram algumas dificuldades para sua implantação. Há ainda 8,9 GW em usinas sem restrições e 3,4 GW sem previsão de entrara em operação.
Em 2019 ainda são previstas usinas que somam 4,3 GW em potência, o maior volume anual até o ano de 2024. Desse montante são 3 GW somente pela fonte hídrica. Depois desse volume o maior é de 973 MW em 2020. A curva continua a redução até 2022, depois desse ano não há mais novas usinas hidrelétricas contratadas. Ao total as UHEs somam 6,4 GW fiscalizados.
Eólica são mais de 5,1 GW de potência contratada até 2024. Nos anos de 2020 e 2023 estão os maiores valores anuais com 1,2 GW para entrar em operação. Já a solar soma até o momento 2,9 GW em novas usinas contratadas, os maiores valores de acréscimo são em 2021 e 2022 com 890 MW e 1,6 GW, respectivamente. As térmicas a combustível fóssil somam 7 GW, sendo 6,6 GW destinado ao ACR.
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segunda-feira, 3 de junho de 2019
Níveis no Sudeste/ Centro-Oeste estão com 47,4% da capacidade
Os reservatórios do Sudeste/ Centro-Oeste subiram 0,1% e estão operando com volume de 47,4%. De acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico referentes ao último domingo, 2 de junho, a energia armazenada é de 96.340 MW mês e a Energia Natural Afluente é de 37.482 MW med, que é o mesmo que 108% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Furnas opera com volume de 51,45% e a de Nova Ponte, com 43,60%.
A região Sul teve o maior aumento nos níveis, de 2,9% e registra volume de 80,1%. A energia armazenada é de 16.482 MW mês e a ENA é de 41.051 MW med, que equivale a 283% da MLT. A usina de Passo Real opera com 87,70% da sua capacidade. No Nordeste, os reservatórios ficaram inalterados, com 57,8% de volume. A energia armazenada é de 29.954 MW mês e a ENA é de 3.414 MW med, o equivalente a 70% da MLT. A usina de Sobradinho opera com 47,44% da sua capacidade.
No Norte, os reservatórios operando com 74,1% da capacidade mostram que houve aumento de 0,3% na comparação com o dia anterior. A energia armazenada é de 11.153 MW mês, enquanto a ENA é de 14.043 MW med. O valor é o mesmo que 123% da MLT. O reservatório da hidrelétrica de Tucuruí está com volume de 100,39%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53101339/niveis-no-sudeste-centro-oeste-estao-com-474-da-capacidade
A região Sul teve o maior aumento nos níveis, de 2,9% e registra volume de 80,1%. A energia armazenada é de 16.482 MW mês e a ENA é de 41.051 MW med, que equivale a 283% da MLT. A usina de Passo Real opera com 87,70% da sua capacidade. No Nordeste, os reservatórios ficaram inalterados, com 57,8% de volume. A energia armazenada é de 29.954 MW mês e a ENA é de 3.414 MW med, o equivalente a 70% da MLT. A usina de Sobradinho opera com 47,44% da sua capacidade.
No Norte, os reservatórios operando com 74,1% da capacidade mostram que houve aumento de 0,3% na comparação com o dia anterior. A energia armazenada é de 11.153 MW mês, enquanto a ENA é de 14.043 MW med. O valor é o mesmo que 123% da MLT. O reservatório da hidrelétrica de Tucuruí está com volume de 100,39%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53101339/niveis-no-sudeste-centro-oeste-estao-com-474-da-capacidade
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