Carga de energia elétrica cresce 0,4% em junho ante junho de 2018, diz ONS

A carga de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN) somou 63.795 MW médios em junho, o que corresponde a um crescimento de 0,4% em relação com o mesmo mês do ano passado, informou nesta quarta-feira, 31, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Na comparação com maio, a carga teve uma redução de 4,8%, enquanto no acumulado dos últimos 12 meses a carga apresentou uma variação positiva de 2,4% ante o período anterior.

Segundo o operador, o crescimento foi impulsionado pela ocorrência de temperaturas acima da média em todo o País, mas o menor número de dias úteis e o baixo dinamismo da economia limitaram a expansão. Ajustado ao efeito calendário de menor número de dias úteis, a carga apresentou alta de 1,6%.

“Os indicadores recentes da atividade econômica continuam indicando que a retomada do processo de recuperação da economia brasileira deverá ocorrer de maneira gradual. A percepção sobre a situação atual dos negócios na indústria piorou em junho após dois meses de sinais positivos. Já as expectativas continuaram em queda, sinalizando pouca confiança na possibilidade de uma recuperação expressiva do setor no curtíssimo prazo”, afirmou o ONS em seu boletim.

Pelo critério ajustado, o maior aumento da carga na comparação anual foi registrado pelo subsistema Norte, de 4,8%, seguido do Sudeste/Centro-Oeste, com alta de 1,6%, e pelo Nordeste, com mais 1,3%. Já os subsistema Sul anotou carga perto da estabilidade (+0,1%).

Na comparação com o mês anterior, a maior queda foi registrada pelo subsistema Nordeste (-7,5%), seguido pelo subsistema Sudeste/Centro-Oeste (-4,7%) e Sul (-3,9%), enquanto no Norte a queda foi de 1,6%.

Leia mais em: https://www.istoedinheiro.com.br/carga-de-energia-eletrica-cresce-04-em-junho-ante-junho-de-2018-diz-ons/

CCEE: preço médio em 2019 deve ficar em R$ 176/MWh

O PLD médio de 2019 deverá ficar em R$ 176/MWh. A previsão foi feita no evento mensal do InfoPLD, realizado na última segunda-feira, 29 de julho. O valor está acima do previsto na última previsão do InfoPLD, que era de R$ 148/ MWh.  O GSF para 2019 fica em 83%, recuando da previsão anterior, de 86%. O  InfoPLD mostrou ainda que o preço médio em julho de 2019 ficou em R$ 185,52/MWh no Sudeste/ Centro-Oeste e no Sul e em R$ 177,49/MWh no Norte e no Nordeste. Em agosto, a previsão de preço é de R$ 192/ MWh em todos os submercados.

A carga do Sistema Interligado Nacional em julho deste ano ficou 1.544 MW med abaixo do previsto pelo Programa Mensal da Operação de Julho de 2019. A energia natural afluente no sudeste em julho ficou 85%, acima dos 80% esperados. No Sul, a ENA de 62% superou a expectativa de 63%. No Nordeste, os 47% também ficaram pouco acima dos 46% esperados para o mês, enquanto no Norte, a ENA de 86% fico abaixo dos 88% previstos.

O ajuste do mecanismo de realocação de energia é de 83,3%. A previsão anterior era de 85,8%. Em julho, ele ficou em  55,6% em agosto, de 54,3%. O ajuste do MRE para repactuação para julho ficou em 70,5% e para agosto, de 71,4%. De acordo com a previsão feita pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, a previsão do impacto financeiro gerado entre a energia alocada no MRE e o total da garantia física do mecanismo em 2019 é de R$ 10 bilhões, sendo R$ 8 bilhões do mercado regulado e R$ 2 bilhões do mercado livre.  Em julho, os Encargos de Serviço do Sistema ficam em R$ 39 milhões devido a restrições elétricas enquanto em agosto eles recuam para R$ 240 mil.

A CCEE anunciou para dia 9 de agosto a próxima reunião da força tarefa do Dessem, em que haverá uma apresentação da representação de segurança elétrica associada ao intercâmbio do submercado Norte e da Reserva de Potência Operativa de importação do submercado Nordeste; a apresentação do processo de elaboração das execuções diárias do Dessem, com rede elétrica, no ONS e  apresentação e distribuição dos testes das funcionalidades de rampa de fluxo.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53106618/ccee-preco-medio-em-2019-deve-ficar-em-r-176mwh

Investimentos da State Grid em P&D na China devem chegar a US$ 1,4 bilhão em 2019

A State Grid da China deve fazer em 2019 um investimento de US$ 1,4 bilhão em Pesquisa & Desenvolvimento. De acordo com Chang Zhingjiao, CEO da State Grid Brazil Holding, esse valor é superior ao de 2018, de US$ 1,2 bilhão. O valor será aplicado na China, mas os países em que ela opera, como o Brasil, poderão usufruir dos benefícios dos resultados desses investimentos. O executivo participou nesta sexta-feira, 26 de julho, de evento comemorativo aos 45 anos das Relações Diplomáticas Brasil-China promovido pelo Centro Brasileiro de Relações Internacionais (CEBRI).

Esses investimentos na China serão destinados a temas como smart grid e controle do sistema. Zhongjiaou também prometeu que a empresa deve realizar nos próximos cinco anos investimentos de R$ 65 milhões em P&D no Brasil. Segundo ele, a transmissão de energias renováveis na região Nordeste é um tema que merece estudos do setor. Em abril, ela finalizou as obras do segundo bipolo da UHE Belo Monte. Com investimentos de R$ 8,77 bilhões, o empreendimento de 2.539 quilômetros de extensão começa em Anapu (PA) e passa ainda pelos estados do Tocantins, Goiás e Minas Gerais.

A transmissora chinesa estuda participar do próximo leilão de transmissão que será realizado no fim do ano. O executivo chinês não descarta aquisições de ativos à venda no setor. Esta semana, a Eletrobras colocou à venda participação em uma transmissora. Anteriormente, a empresa já havia revelado que poderia ter projetos tanto brownfield quanto greenfield no país. Zhongjiaou também deixou a entender que a estatal chinesa quer estar presente em vários estados do Brasil e não apenas em uma região específica.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53106529/investimentos-da-state-grid-em-pd-na-china-devem-chegar-a-us-14-bilhao-em-2019

Relatório indica que Brasil é o mercado fotovoltaico mais interessante da AL

Relatório publicado pela Wood Mackenzie Power & Renewables indica que as instalações solares terão um alta de 114,5 GW este ano, subindo 17,5% na comparação com 2018. A expectativa é de crescimento no mercado após desaceleração em 2018. O relatório diz anda os países que instalam de 1 a 5 GW de capacidade solar serão os motores de crescimento do mercado. O estudo mostra que na América Latina, o Brasil parece ser atualmente o mercado mais interessante, com PPAs leiloados com distribuidores e contratos de mercado livre com grandes consumidores em oferta. Espera-se que as instalações anuais subam para cerca de 125 GW por ano o início de 2020.

O leilão A-4, realizado em junho, fez com que o Brasil ultrapassasse o México com o menor preço encontrado no mundo. A Enerlife/Lightsource BP recebeu um contrato para a UFV Milagres por apenas US$ 16,95 /MWh. O valor é US$ 2/MWh menor do que os US$ 18,93 /MWh concedidos em 2017 ao projeto Pachamama da Neon no México.

De acordo com Tom Heggarty, analista de pesquisa sênior Mackenzie, o crescimento global continuará apesar de desaceleração na China, o maior mercado fotovoltaico. O mercado chinês atingiu 53 GW em 2017, impulsionado por tarifas feed-in generosas. Um movimento em direção à aquisição mais competitiva de energia solar fotovoltaica levará a aumentos anuais de 30 a 40 GW. Países como Arábia Saudita, Taiwan e França vão aparecer como novos nomes. Na Índia, os certames estão começando a se recuperar após uma desaceleração causada por restrições de terra e transmissão.
Ainda de acordo com o relatório, a China anunciou recentemente os resultados do seu primeiro leilão de energia solar fotovoltaica. Houve um escalonamento de 22,8 GW de projetos adjudicados no leilão inaugural. Este é de longe o maior leilão concluído do mundo, sendo o segundo maior prêmio de 3,9 GW de energia solar fotovoltaica na Espanha durante julho de 2017. Os projetos devem ser conectados até o final de 2019. No Oriente Médio, todos os olhos estão voltados para o próximo leilão de 1,5 GW na Arábia Saudita, que deve ser extremamente competitivo. Nos EUA, anúncios de novos Planos de Recursos Integrados na Flórida são boas notícias para o mercado solar.

“Os leilões continuarão a ser o motor do crescimento em muitos mercados fotovoltaicos globais. Esperamos ver 90 GW de projetos de energia solar fotovoltaica concedidos contratos através de leilões em 2019, acima de 81 GW em 2018.”, diz o relatório.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53106370/relatorio-indica-que-brasil-e-mercado-fotovoltaico-mais-interessante-da-al

Carga de energia tem corte de 489 MW médios para 2019

 A lenta recuperação da atividade econômica segue impactando negativamente o desempenho do consumo de energia elétrica no Brasil. Dados divulgados nesta quarta-feira, 24 de julho, apontam que a previsão de crescimento da carga de energia neste ano caiu para 2,7%, ante uma variação positiva esperada em 3,4%.
Em montantes de energia, a carga que estava inicialmente prevista para ser de 68.827 MW médios ficou em 68.338 MW médios (-489 MW médios). Os números foram divulgados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (ONS) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
“A queda na previsão da carga reflete o ritmo abaixo do esperado para a recuperação da economia. A projeção de crescimento do PIB em 2019 passou de 2,2% para 0,9%. O cenário macroeconômico pós 2020 foi mantido”, disse o ONS em nota divulgada à imprensa. A soma do corte acumulado entre os anos de 2020 e 2023 representou uma redução de 2 GW médios na carga de energia do país.
As principais premissas da 2ª Revisão Quadrimestral da Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 considerou que a situação fiscal do país será um limitante para a recuperação do crescimento econômico; os investimentos mais significativos deverão ocorrer nos próximos anos, com destaque para o setor de infraestrutura.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53106266/carga-de-energia-tem-corte-de-489-mw-medios-para-2019

Leilões de energia deverão ter novas regras a partir de 2020, diz MME

Os leilões para a contratação de nova capacidade de geração de energia poderão passar por mudanças nas regras a partir do próximo ano, disse o secretário de Planejamento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME), Reive Barros. Segundo o executivo, o novo governo teve o cuidado em manter, neste ano, as mesmas regras utilizadas em 2018. No entanto, deverá ser aberta uma audiência pública – com propostas de mudanças nas diretrizes dos leilões- para que os agentes possam participar desse processo.

“Em 2019 mantivemos, mas em 2020 e 2021 poderemos ter mudanças substanciais nas diretrizes dos leilões”, disse Barros nesta terça-feira, 23 de julho, após participar de evento de energia em São Paulo.

Barros destacou que o novo mercado de gás fará uma revolução no suprimento energético do país, permitindo que termelétricas e os setores industrial e comercial substituam combustíveis poluentes e caros pelo gás natural. Em dez anos, o Brasil deverá estar entre os dez maiores produtores de gás natural do mundo.

A demanda do gás natural passa pelo setor elétrico. Segundo o Plano Decenal de Energia (PDE), o Brasil precisa adicionar 13,8 GW de térmicas. Além disso, existem térmicas a óleo combustível (5GW) cujos contratos vencem entre 2022 e 2025. A ideia é que essas usinas tenham o combustível substituído pelo gás natural. Barros não soube dizer como será feita essa contratação, mas disse que o tema está sendo estudado pela equipe de planejamento energético.

“Precisamos dar as condições necessárias para que haja demanda para utilizar o gás do pré-sal e importado, porque a competição é importante. Para isso, tem que haver estimulo na produção do gás, no transporte, na distribuição e na comercialização do gás”, explicou o executivo do MME.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53106119/leiloes-de-energia-deverao-ter-novas-regras-a-partir-de-2020-diz-mme

GreenYellow investe mais de R$ 18 milhões em UFVs para rede atacadista

Oito lojas da rede de atacado de autosserviço Assaí Atacadista já contam com sistemas fotovoltaicos de 4,5 MWp que produzem cerca de 25% da energia que consomem, o que representará mais de 6.600 MWh por ano, volume equivalente ao consumo de 3.400 residências. O projeto para implantação das usinas contou com investimentos de mais de R$ 18 milhões da GreenYellow, empresa especializada em Gestão Inteligente de Energia e soluções de Eficiência Energética, Energia Solar e Monitoramento.

Quanto ao viés ambiental, com instalação das UFVs as unidades deixarão de emitir futuramente 530 toneladas de CO2 na atmosfera, o que corresponde a 3 mil árvores. Assim, a parceria permite ao Assaí consolidar sua posição de frente na utilização de soluções de excelência ambiental, sustentável e viável economicamente. As primeiras unidades a receberem os telhados solares foram Rio de Janeiro, Cabo Frio e Duque de Caxias (RJ); Goiânia e Rio Verde (GO); Várzea Grande (MT); Londrina (PR) e Ananindeua (PA).

Mais do que uma tendência, a rede acompanha a crescente demanda de toda a sociedade mundial de consumir, comercializar e fazer parcerias com empresas comprometidas com a manutenção do ciclo de vida no planeta. De acordo com Marly Lopes, Diretora de Marketing e Sustentabilidade do Assaí, o objetivo do grupo é empreender uma mudança de paradigma na empresa, ao passar a utilizar soluções sustentáveis nas operações, não só no âmbito energético, mas em toda cadeia do negócio. “Ao optar pela utilização de usinas fotovoltaicas instaladas nos telhados de nossas lojas, contribuímos para o uso de soluções renováveis e limpa, reduzindo os impactos ambientais”, declarou.

Ao todo são mais de 13.900 módulos fotovoltaicos instalados nas oito unidades da rede, somando uma área de aproximadamente 28 mil/m2 para produção de energia captada dos raios solares. A primeira unidade preparada para receber os sistemas foi o Assaí Cristo Rei, em Várzea Grande, Mato Grosso. Inaugurada em 2017, a loja recebeu 1.140 painéis com potência instalada de 302 KWp, equivalente ao consumo de 240 residências, para abastecer o consumo das ilhas de refrigeração e frentes de caixa da loja. As maiores usinas solares da rede, construída em telhado, são das unidades de Goiânia e Rio Verde, em Goiás, e da cidade do Rio de Janeiro, em Jacarepaguá, com 921,6 kWp, 702 kWp e 995 kWp, respectivamente.

A UFV na unidade Jacarepaguá, Rio de Janeiro, Assaí Ayrton Sena, entrou em funcionamento em maio deste ano, com mais de 3 mil painéis em uma área de aproximadamente 6 mil m2 e potência instalada de 995 KWp. Em apenas um ano, o empreendimento deve gerar energia limpa equivalente ao consumo de 729 residências médias e deixará de emitir cerca de 110 toneladas de resíduos e CO2 na atmosfera. Em um ano, 35% da demanda por eletricidade será proveniente da energia solar, segundo estimativas da rede, que paga um aluguel para a GreenYellow pela implementação do sistema fotovoltaico.

Para o diretor presidente da GreenYellow no Brasil, Pierre-Yves Mourgue, as soluções de energia sustentáveis como as usinas solares são importantes para trazer autonomia para as empresas, a fim de manter operações cada vez mais limpas e renováveis. “O quanto a empresa respeita e faz ações de acordo com a sustentabilidade do planeta é uma questão que já está sendo discutida pelas corporações”, citando a rede Assaí como exemplo de sintonia com a filosofia de trabalho de oferecer modelos energéticos cada vez mais eficientes e sustentáveis.


Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53105935/greenyellow-investe-mais-de-r-18-milhoes-em-ufvs-para-rede-atacadista

MME considera atendimento futuro no A-6, mesmo com sobrecontratação

Preocupado em contratar energia suficiente para garantir o atendimento futuro do mercado consumidor com o reaquecimento da economia, o Ministério de Minas e Energia não considera um problema a eventual sobrecontratação das distribuidoras no próximo leilão A-6. A avaliação é de que o impacto da contratação integral da energia de empreendimentos marginais no certame é momentâneo e tende a desaparecer no segundo ano do início de suprimento dos contratos. O leilão está marcado para 17 de outubro desse ano e a entrega da energia será feita a partir de 2025.

“É só um ano. Quando chegar no ano seguinte, o mercado cresce. Eu estou muito mais preocupado com a subcontratação, porque amanhã o país cresce e eu não tenho energia. Essa é minha preocupação: não criar esse problema”, justificou o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME, Reive Barros.

O ministério pretende excluir do próximo A-6 a etapa de ratificação de lance de empreendimento de geração cuja oferta seja destinada a completar a demanda alocada em cada produto. A ideia é voltar a permitir a contratação de toda a energia ofertada, como foi feito até o leilão A-6 de 2017. “Nós estamos reavaliando isso. Ainda falta bater o martelo, mas ideia é que a gente acabe com essa regra e volte à condição anterior”, disse Barros à Agência CanalEnergia.

A decisão deve beneficiar especialmente usinas termelétricas que estão no fim da pilha de contratação, por terem preço maior que o dos demais empreendimentos e mais próximo do preço teto do certame.

O MME também planeja alterar o critério de rateio dos excedentes de contratação entre as distribuidoras participantes do certame, que passaria a considerar o mercado consumidor do ano anterior e não a declaração de necessidade apresentada por cada empresa. Ambas as mudanças estão na portaria com as diretrizes do leilão, que o MME lançou em consulta pública na última quarta-feira, 17 de julho. As contribuições serão recebidas até o fim do mês.

Para o secretário, a alteração na forma de rateio dilui o impacto da sobrecontratação para as distribuidoras. Ele lembrou que existem também instrumentos que podem reduzir eventuais efeitos negativos para essas empresas, como o uso do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova (MCSDEN) e o Mecanismo de Venda de Excedentes.

A proposta do ministério foi elogiada pelo presidente da Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas, Xisto Vieira Filho. “ A rigor, foi uma solicitação nossa, da Abraget. Os projetos maiores [de usinas térmicas a gás] não poderiam entrar no leilão se permanecesse aquele problema do lance marginal. Então, acho que isso foi uma alteração excelente e que satisfez o próprio Sistema Interligado”, disse o executivo. Ele lembrou que usinas a gás de porte maior são mais eficientes, e projetos a partir de 1 mil MW têm participado dos leilões mais recentes de energia nova.

Vieira Filho afirmou também que não vê dificuldades na sobrecontratação do mercado regulado, e argumentou que os excedentes são pequenos, considerando a carga do Sistema Interligado. “Não existe esse problema de sobrar. Nós precisamos de geração térmica para diversas coisas. Primeiro, para atender a demanda junto com todos os outros tipos de fonte, mas nós precisamos de geração térmica para segurança elétrica, para segurança energética, para suporte de tensão. Então, se você botar uma potência um pouco maior, não tem diferença”, disse. Em sua opinião, o rateio proporcional dilui bastante os impactos.

Marco Delgado, diretor da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, observa que a mudança pode aumentar a sobrecontratação das distribuidoras, mas, caso ela seja configurada, será involuntária. “Do ponto de vista institucional, a gente está protegido por essa condição”, disse.

“Como diz a nota técnica da consulta pública, do ponto de vista de segurança do suprimento é melhor contratar mais do que menos”, destacou Victor Gomes, do escritório Souto Correa Advogados. Gomes lembrou que a regra aplicada no leilão A-6 do ano passado tornava inviável a participação de grandes térmicas a gás no certame. “Essas térmicas enormes que estão sendo comercializadas dificilmente conseguem ter espaço no mercado livre”, destacou o advogado. Em situação semelhante, ponderou, a venda de apenas parte da oferta de um empreendimento renovável não tornaria necessariamente o projeto inviável, já que ele consegue vender mais facilmente sua energia no ambiente de comercialização livre.

Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53105877/mme-considera-atendimento-futuro-no-a-6-mesmo-com-sobrecontratacao

Performance das elétricas é destaque na B3 em 2019, aponta XP

A performance das ações das empresas de energia elétrica na bolsa de valores de São Paulo (B3) continua a ser uma das melhores do ano, informou a XP Investimentos. O Índice de Energia Elétrica (IEE) acumula alta de 31% ante 14% para o Ibovespa.

Na visão da XP, o desempenho é explicado pelo fechamento de 2 pontos percentuais na curva futura de juros devido ao otimismo com a agenda reformista do governo; há uma agenda positiva para as empresas estatais, seja devido a melhora na gestão, seja pela expectativa de eventuais privatizações. Além desses dois fatores, destacam-se iniciativas recentes de crescimento, como as aquisições da rede de gasodutos TAG pela Engie, a incorporação das distribuidoras Ceal e Cepisa pela Equatorial e as extensas aquisições realizadas pela Omega Energia.

“Após tamanha performance, é de se imaginar que o setor como um todo já andou, e que não há mais oportunidades de ganho. Nós discordamos, e continuamos otimistas, embora seletividade em escolher os veículos certos importe mais do que antes”, diz o relatório da XP divulgado nesta quinta-feira, 18 de julho.

Destaque para o potencial de ganho acima de dois dígitos para as empresas EDP, AES Tietê, Copel e Omega. A XP mantém a recomendação de compra para essas empresas, incluindo Equatorial Energia.


Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53105740/performance-das-eletricas-e-destaque-na-b3-em-2019-aponta-xp

ONS: economia e inverno seguram crescimento da carga

O baixo consumo de energia pode fazer com que a projeção de carga deste ano seja revisada para baixo pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico. A queda nos números também vem no rastro da baixa atividade econômica do país. “É possível que na previsão de carga que seja feita em setembro tenha um crescimento pequeno ou até mesmo redução para o restante do período”, explica o diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, que participou da abertura de workshop na Empresa de Pesquisa Energética, nesta quarta-feira, 17 de julho, no Rio de Janeiro (RJ).

Ainda segundo ele, esse panorama faz com que não haja preocupação com o suprimento da carga. Ele considerou o período chuvoso deste ano como razoável e que aliado a estagnação da carga vem trazendo conforto na operação. Barata considerou o trabalho de revisão do suprimento que está sendo conduzido pela EPE como importante, já que ele dá robustez para a expansão de forma integrada com a operação.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53105671/ons-economia-e-inverno-seguram-crescimento-da-carga

Setor elétrico revisa para baixo projeção de carga de energia para 2019, diz ONS

Órgãos técnicos do setor elétrico já trabalham em uma revisão para baixo das atuais projeções para a carga de energia neste ano, devido a um menor ritmo na atividade econômica, disse nesta quarta-feira o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Eduardo Barata.

"Já estamos envolvidos nisso... a expectativa é de crescimento menor da carga em relação ao que a gente previu. É possível que na previsão de carga tenha uma redução porque realmente a economia está relutante em crescer e porque o inverno está frio, com temperatura baixa, e isso afeta um componente grande da carga que é a refrigeração", disse Barata a jornalistas.


O diretor do ONS não divulgou números ou expectativas mais detalhadas sobre as novas projeções, que deverão ser divulgadas até setembro.

A Reuters publicou em junho que comercializadoras de energia elétrica já estão revendo para baixo suas projeções para a demanda por eletricidade neste ano e até em 2020 devido ao desempenho da economia abaixo do previsto anteriormente e a atividade fraca na indústria.




Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/setor-eletrico-revisa-para-baixo-projecao-de-carga-de-energia-para-2019-diz-ons-23813935.html

Preço no mercado à vista recua 1%

O Preço de Liquidação das Diferenças médio para a terceira semana operativa de de julho, que se inicia neste sábado (13) foi fixado em R$ 175,04/MWh para todos os submercados. A redução foi de 1%, seguindo a curva do CMO médio desta semana divulgado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico.

A diminuição do PLD é explicada principalmente pela expectativa de redução da carga para as próximas semanas. A projeção que estava em crescimento de 2% recuou e está em 0,2% ante o mesmo mês do ano passado. Para julho de 2019, espera-se afluências em torno de 80% da Média de Longo Termo para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados.

A carga prevista para a próxima semana do SIN deve ficar em torno de 1.550 MW médios mais baixa em relação à previsão anterior, com redução esperada em todos os submercados, principalmente, na região Sudeste, que registrou uma diminuição de 1.300 MW médios. Nos demais a carga prevista apresentou redução de 100 MW médios no Sul e no Nordeste e de 50 MW médios no Norte.

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 300 MW médios acima do esperado, com níveis mais altos no Sudeste (400 MW médios), no Nordeste (150 MW médios) e no Norte (30 MW médios) em relação à expectativa da semana anterior. E com redução de 280 MW médios apenas no Sul.

 O fator de ajuste do MRE para o mês de julho de 2019 está estimado em 56,1%. O ESS previsto para julho de 2019 está em R$ 22 milhões, sendo em sua totalidade referente às restrições operativas.



Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53105340/preco-no-mercado-a-vista-recua-1

Níveis no Sudeste recuam e chegam a 46,6%

Os reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste recuaram 0,1% e estão operando com volume de 46,6%, de acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico referentes ao último dia 14 de julho. A energia armazenada é de 94.823 MW mês e a Energia Natural Afluente é de 23.523 MW med, que equivale a 94% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Furnas opera com 49,76% da capacidade e a de Nova Ponte está com 44,07%.

No Nordeste, os níveis estão em 54,4%, também recuando 0,1% na comparação com o dia anterior. A energia armazenada é de 28.190 MW mês e a ENA é de 1.872 MW med, o mesmo que 48% da MLT. A hidrelétrica de Sobradinho está com 44,56% do seu volume armazenado. Na região Norte, houve aumento de 0,1%, que deixou os níveis em 73,1%. A energia armazenada é de 11.002 MW mês e a ENA é de 4.893 MW. A usina de Tucuruí está com  99,31% da sua capacidade.

O Sul foi outra região que teve aumento nos níveis. A elevação ficou em 0,2% e deixou o volume em 87,1%. A energia armazenada chegou a 17.921 MW mês, enquanto a ENA registrou 5.100 MW med, o correspondente a 76% da MLT. A usina de Passo Real está com 87,39%.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53105400/niveis-no-sudeste-recuam-e-chegam-a-466

Demanda promete disparar no maior mercado de energia solar

A indústria global de energia solar finalmente entenderá o panorama da demanda no maior mercado do mundo: a instalação de painéis deve disparar na China neste segundo semestre.

Há meses, companhias de todo o planeta aguardam informações oficiais sobre a política de energia solar da China em 2019. O órgão nacional de administração do setor energético informou na quinta-feira que vai subsidiar 22,8gigawatts em capacidade nova e projetou que o país vai adicionar de 40 a 45 gigawatts neste ano. "É o topo do nosso intervalo de estimativas", afirmou o JPMorgan Chase.

"Essa notícia deve acabar com as preocupações do mercado" em relação à demanda e à fraqueza nos preços à vista de módulos solares, escreveu o analista Alan Hon, do JPMorgan, em relatório divulgado na quinta-feira.

As ações de fabricantes chinesas de sistemas solares avançaram na sexta-feira: o papel da Tongwei fechou com valorização de 5,6% na bolsa de Xangai, LONGi GreenEnergy Technology teve ganho de 6,4% e Xinyi Solar Holdings avançou 4,7%.

O efeito do pacote de subsídios provavelmente será sentido não somente na China. O gasto global com energia limpa no primeiro semestre somou US$ 117,6 bilhões, 14% menos que um ano antes e a menor quantia desde 2013. O grande motivo para a queda foi a desaceleração dos investimentos na China.

O anúncio do órgão do governo sugere uma perspectiva melhor para empresas de energia solar no mundo todo, que sofreram com a decisão repentina de Pequim, em meados de 2018, de suspender aprovações de alguns projetos e diminuir subsídios para conter o excesso de capacidade. A decisão fez com que o acréscimo de capacidade solar na China desabasse no ano passado, após bater o recorde de 53 gigawatts em 2017. Havia o temor de que o número de instalações caísse novamente neste ano.

A versão final da política solar da China para 2019 demorou para ser apresentada devido a consultas ao setor. O atraso levou a uma queda de 46% nas instalações no primeiro trimestre, na comparação com um ano antes, e intensificou as incertezas para os fabricantes globais desses equipamentos.

A lentidão da demanda chinesa contribuiu para o tombo de 19% nos preços à vista dos módulos solares nos últimos 12 meses para 21,2 centavos de dólar por watt, o menor custo em registro, atingido nesta semana. Ainda assim, houve estabilização de preços recentemente e existe a possibilidade de subirem antes do fim do ano por causa do potencial salto na demanda, segundo Jenny Chase, analista da BloombergNEF.

"Esperamos mais de 30 gigawatts em demanda concentrada no segundo semestre", escreveu Robin Xiao, analista da CMB International, em relatório. Isso ampliará as vendas das fabricantes especialmente no quarto trimestre e os preços dos equipamentos tendem a reagir antes disso, acrescentou Xiao, citando conversas com empresas do ramo.

Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/bloomberg/2019/07/12/demanda-promete-disparar-no-maior-mercado-de-energia-solar.htm

Investimento em energia limpa recua 14% no 1º semestre, aponta BNEF

O primeiro semestre de 2019 viu uma desaceleração nos investimentos em energia renovável. O valor ficou 14% menor para US$ 117,6 bilhões globalmente. O maior motivador dessa queda vem da China, 39% menor do que o verificado no mesmo período de 2018. Aquele país aplicou US$ 28,8 bilhões, o menor montante para um semestre desde 2013. Os dados foram divulgados nesta quarta-feira, 10 de julho, pela BloombergNEF (BNEF).
De acordo com a BNEF, esse movimento deve-se ao movimento do governo local de estabelecer tarifas para novos leilões nas fontes solar e eólica. A BNEF destacou ainda que os números para o primeiro semestre de 2019 provavelmente superestimem a gravidade dessa desaceleração. Contudo, espera que um leilão solar no mercado chinês aconteça agora para levar a uma corrida de novos financiamentos de projetos fotovoltaicos. Além disso poderão ser vistos vários grandes negócios em eólica offshore no segundo semestre.
Outro destaque da consultoria se dá pelo financiamento de projetos multibilionários em dois novos mercados. O primeiro é um complexo termossolar e associado a fotovoltaico em Dubai com 950 MW e US$ 4,2 bilhões de valor. O segundo são dois projetos eólicos offshore em Taiwan cuja potência instalada é de 640 MW e de 900 MW ao custo estimado de US$ 5,7 bilhões.
Os três maiores mercados mundiais – China, EUA e Europa – mostraram quedas, mas os EUA registraram um recuo mais modesto, de 6%, com US$ 23,6 bilhões, e a Europa, 4%, para US$ 22,2 bilhões, comparados aos seis primeiros meses de 2018, “índices menores que os 39% da China”, destacou o BNEF.
Na contramão está o Brasil. De acordo com os dados apresentados no relatório o país apresentou uma elevação de 19% nos aportes na comparação entre os dois períodos. Foram investidos US$ 1,4 bilhão. O Japão atraiu US$ 8,7 bilhões, alta de 3% e a Índia US$ 5,9 bilhões, alta de 10% até 2022.
Na Europa, a Espanha teve US$ 3,7 bilhões, 235% acima do mesmo período do ano anterior, enquanto a Holanda foi 41% menor, US$ 2,2 bilhões, Alemanha com queda de 42%, US$ 2,1 bilhões, Reino Unido com alta de 35% e US$ 2,5 bilhões. Na França houve recuo de 75%, para US$ 567 milhões. A Suécia viu o investimento crescer 212%, para US$ 2,5 bilhões, e a Ucrânia, de 60%, para US$ 1,7 bilhão.


Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53105004/investimento-em-energia-limpa-recua-14-no-1o-semestre-aponta-bnef

Investimento global em energia limpa atinge menor patamar desde 2013

Ao longo do primeiro semestre de 2019, foram investidos US$ 117,6 bilhões em energia limpa no mundo, segundo a consultoria BloombergNEF. O montante representa o menor investimento na área desde 2013 e queda de 14% na comparação com o mesmo período de 2018.

De acordo com a consultoria, os três maiores mercados globais em energia limpa – China, Estados Unidos e Europa – diminuíram investimentos no período.

A China registrou uma queda de 39% nos investimentos em energia limpa no período, como consequência da decisão de retirar subsídios governamentais para a área. Mesmo assim, o país segue sendo o principal mercado do setor, movimentando US$ 28,8 bilhões no primeiro semestre de 2019.

Por outro lado, os gastos com energia limpa cresceram em diversos países, como Japão e Índia. Entre os países que mais aumentaram seus investimentos na área, se destacam a Espanha e a Suécia, com crescimento de mais de 200% na comparação entre os primeiros semestres de 2018 e 2019.

Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Mundo/noticia/2019/07/investimento-global-em-energia-limpa-atinge-menor-patamar-desde-2013.html

InfoMercado Semanal: consumo de energia cresce 0,6% em junho

Dados preliminares de medição dos valores médios coletados entre os dias 1º e 30 de junho indicam crescimento do consumo de energia de apenas 0,6%, alcançando 59.504 MWmédios frente aos 59.175 MWmédios no mesmo período do ano passado. A geração de energia teve um crescimento de 0,9% com 62.228 MWmédios ante 61.660 MWmédios em 2018.

As informações são do boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, que traz dados de geração e consumo de energia, além da posição contratual líquida atual dos consumidores livres e especiais.

O Ambiente de Contratação Regulada – ACR (cativo), no qual os consumidores são atendidos pelas distribuidoras (onde estão inseridos os consumidores residenciais, comerciais, industriais, rurais, serviços, iluminação pública e outros), apresentou diminuição no consumo de 0,7% em relação a junho de 2018, considerando a mudança de clientes cativos para o Ambiente de Contratação Livre – ACL. Excluindo o impacto das migrações, o ACR registraria aumento de 1,1%.

Já no Ambiente de Contratação Livre – ACL no qual as empresas compram energia diretamente dos fornecedores (como consumidores de atividade industrial/comercial/serviços), o consumo apresentou aumento de 3,4% em relação ao mesmo período do ano passado – considerando a Migração de cargas. Ao excluir este impacto, o mercado livre registraria retração de 0,6%.

Os segmentos da indústria avaliados pela CCEE que registraram maior crescimento de consumo foram: transporte (18,7%), saneamento (11,7%) e comércio (11,2%). A expansão desses setores está vinculada à migração dos consumidores para o mercado livre. Ao excluirmos este impacto, verificamos crescimento para os seguintes ramos: têxteis (4,3%), bebidas (2,6%) e metalurgia e produtos de metal (1,9%).
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_649157&_afrLoop=405585071207264&_adf.ctrl-state=11v9taxj2m_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_649157%26_afrLoop%3D405585071207264%26_adf.ctrl-state%3D11v9taxj2m_50

EDP Renováveis anuncia parque eólico de 126 MW no Brasil

A EDP Renováveis, braço de energia renováveis do grupo português EDP, firmou um contrato para venda de energia por 20 anos, viabilizando a construção de projetos eólicos no estado do Rio Grande do Norte, com capacidade total de 126 MW. O anuncio foi realizado nesta segunda-feira, 8 de julho.

Os parques eólicos Monte Verde VI e Boqueirão I-II têm previsão de entrar em operação até 2022. Com essa transação, a EDP Renováveis passa a ter contratos que somam 3,3 GW em capacidade global prevista para o período de 2019 a 2022. Atualmente, a companhia tem 467 MW de tecnologia eólica onshore instalada no Brasil.

“Com esse novo contrato de longo prazo, a empresa reforça a sua presença  em um mercado com baixo perfil de risco e recursos renováveis atrativos e fortes perspectivas para o sector a médio e longo-prazo”, disse a EDPR em nota.

Em detalhe, a EDPR tem atualmente mais de 1 GW de projetos de energia eólica em desenvolvimento, dos quais 0,2 GW têm início da operação previsto para 2021, 0,4 GW para 2022 e 0,5 GW até 2023, com todos os contratos de longo prazo assegurados.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53104750/edp-renovaveis-anuncia-parque-eolico-de-126-mw-no-brasil

Consumo de energia cresce 0,6% em junho

O consumo de energia em junho alcançou 59.504 MW médios no mês de junho, segundo dados preliminares de medição coletados entre os dias 1º e 30 do mês passado, o que corresponde a um aumento de 0,6% ante os 59.175 MW médios no mesmo período do ano passado. A geração de energia, por sua vez, teve um crescimento de 0,9% com 62.228 MW médios, ante 61.660 MW médios em 2018.

No Ambiente de Contratação Regulada (ACR), no qual os consumidores são atendidos pelas distribuidoras, houve diminuição de 0,7% no consumo em relação a junho de 2018, considerando a migração de clientes cativos para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Excluindo o impacto desse movimento, o ACR registraria aumento de 1,1%.

Já no ACL, no qual as empresas compram energia diretamente dos fornecedores, consumo apresentou expansão de 3,4% em relação ao mesmo período do ano passado, incluindo a migração de cargas. Ao excluir este impacto, o mercado livre registraria retração de 0,6%.

Dentre os segmentos da indústria avaliados pela CCEE, os maiores índices de crescimento foram verificados em transporte (18,7%), saneamento (11,3%) e comércio (11,2%), porcentuais que, segundo a instituição, estão vinculados à migração dos consumidores para o mercado livre. “Ao excluirmos este impacto, verificamos crescimento” para os seguintes ramos: têxteis (4,3%), bebidas (2,6%) e metalurgia e produtos de metal (1,9%). As principais retrações foram vistas nos segmentos de extração de minerais metálicos (-5,7%), veículos (-3,7%) e químicos (-3,5%).

Leia mais em: https://www.istoedinheiro.com.br/consumo-de-energia-cresce-06-em-junho/

Energia solar pode ganhar impulso extra após queda de preço em leilão

A energia solar pode ganhar um impulso extra no Brasil após os resultados históricos de um leilão realizado na semana passada pelo governo para a contratação de novos projetos de geração, disseram à Reuters dois importantes especialistas em planejamento energético.

As usinas solares apresentaram os menores preços na licitação da última sexta-feira, chegando a negociar a produção futura a 64,99 reais por megawatt-hora, valor pela primeira vez inferior ao praticado por empreendimentos eólicos e hídricos.

O preço, o mais baixo já visto para energia solar no Brasil, ainda ficou abaixo do valor de venda da produção da enorme hidrelétrica de Belo Monte, que em 2010 negociou contratos a 87 reais por megawatt-hora, em valores históricos.

Apesar do imenso potencial do Brasil para a geração solar, a fonte ainda representa apenas 1,27% da matriz elétrica do país, que tem uma longa história de predomínio da geração hidrelétrica, que responde por 60% da capacidade.

“Este leilão é um marco histórico em termos do preço da energia solar”, disse à Reuters o professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e ex-presidente da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Mauricio Tolmasquim. “Sem dúvida, o baixo preço da solar centralizada indica que ela pode ter um papel maior na matriz elétrica”, acrescentou ele.

O ex-chefe da EPE ressaltou, no entanto, que o leilão foi “atípico”, dada a baixa demanda por energia em meio à lenta recuperação da economia brasileira, o que aumentou a disputa entre investidores pelos contratos de longo prazo oferecidos aos vencedores da concorrência. “É claro…temos de saber se atingimos um novo patamar de preço ou se o resultado é fruto de uma situação conjuntural onde há um forte desbalanceamento entre oferta e demanda”, disse.

Outro fator por trás da forte queda nos preços foi a estratégia dos vencedores, que deixaram em média 70% da energia dos projetos para ser vendida no chamado mercado livre de eletricidade, no qual grandes consumidores podem negociar o suprimento diretamente com geradores e comercializadoras, disse o presidente da consultoria especializada PSR, Luiz Barroso.

Ainda assim, ele também destacou a forte competitividade das usinas fotovoltaicas.

A fonte deixou para trás no último certame o preço mais baixo já alcançado por projetos eólicos no Brasil, de 67 reais, em um leilão do ano passado, e ainda aproximou-se de um recorde histórico da energia hidrelétrica, de 58,36 reais, praticado pela usina Teles Pires em uma licitação em 2010. “A esse nível de preço, a solar confirma o seu esperado protagonismo”, disse Barroso, que também presidiu a EPE, entre 2016 e 2018.

O consultor apontou, no entanto, que esse novo patamar significa também que o Brasil precisará avaliar como lidar com questões inerentes à geração solar, como sua variabilidade em função do clima. “Esse protagonismo fará com que o planejamento tenha que fatorar este resultado em suas análises, demandando mais preparação para lidar com a integração da fonte e seus impactos, como a intermitência”, explicou.

Mais espaço?

Os especialistas ainda destacaram que as usinas eólicas também mostraram-se fortemente competitivas no leilão, com preços de até 79,9 reais por megawatt-hora, perto do recorde da fonte. “Isso mostra que a energia solar e a eólica, que também teve um preço muito baixo, podem aumentar a participação na matriz elétrica sem onerar o consumidor”, apontou Tolmasquim.

Por outro lado, o espaço para o avanço dessas fontes renováveis não é “ilimitado”, acrescentou ele, defendendo o uso de outras formas de geração como termelétricas e hidrelétricas para “compensar” a intermitência das eólicas e solares.

A Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), que representa investidores do setor, defendeu após o leilão que a fonte de geração viu seus custos caírem nos últimos anos em ritmo bem além do previsto pelo governo anteriormente.

O chamado Plano Decenal de Energia, documento que traça diretrizes para o planejamento da geração no Brasil, apontou em sua versão 2027, publicada no ano passado, que o governo poderia avaliar uma expansão maior das usinas solares se estas vissem uma redução de custos de 40% até 2024.

“Antecipamos essa redução de preços em mais de cinco anos, em benefício de toda a sociedade brasileira. Desse modo, cabe ao governo fazer sua contrapartida e ampliar os volumes de contratação anual da fonte”, disse em nota o presidente do Conselho da Absolar, Ronaldo Koloszuk, defendendo a contratação de 1,9 gigawatt anual em capacidade solar.

O chamado “cenário de referência” para a expansão do parque gerador brasileiro no PDE 2027 prevê a contratação de cerca de 2 mil megawatts em capacidade de novas usinas eólicas por ano, enquanto usinas solares somariam 1 mil megawatts anuais.



Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/energia-solar-pode-ganhar-impulso-extra-apos-queda-de-preco-em-leilao/

Brasil registra 500 novas empresas de GD por mês

Um levantamento feito pelo Portal Solar identificou que o segmento vê o surgimento de cerca de 500 novas empresas por mês no Brasil. Com isso, a perspectiva é que somente em um ano sejam seis mil novas companhias entrantes no mercado fotovoltaico nacional. Outro dado obtido foi o de que somente nos últimos 12 meses, as empresas de engenharia e instalação que atuam no segmento de geração distribuída geraram aproximadamente oito mil empregos.

Ao total, as estimativas do setor dão conta de que as companhias que atuam neste segmento empregam atualmente 20 mil profissionais, com investimentos acumulados que ultrapassam R$ 4 bilhões em usinas de autogeração de energia em residências, comércios e indústrias. O Brasil já reportou a existência de mais de 80 mil sistemas fotovoltaicos instalados em telhados e pequenos terrenos, num total de 827 MW de potência instalada.

Em pesquisa realizada no primeiro semestre deste ano com mais de 1,5 mil empresas, o Portal Solar constatou que 41,2% das companhias trabalham com energia solar fotovoltaica a menos de um ano, 27,1% de um a dois anos, 19,5% de dois a três anos, e apenas 12,3% atuam mais de quatro anos. Outro dado é que 6% ultrapassaram a marca de 50 sistemas instalados, 57,9% instalaram de 10 a 50 sistemas e 36,4% ainda não completaram três instalações.

“Trata-se do nascimento de um segmento que, em questão de dois anos, será o maior dentro do setor elétrico”, aposta o CEO do Portal Solar, Rodolfo Meyer.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53104344/brasil-registra-500-novas-empresas-de-gd-por-mes

Light prepara oferta pública de R$ 2,09 bilhões em ações

 A Light informou que aprovou a realização de uma oferta pública primária e secundária de 111,1 milhões de ações ordinárias, o que movimentaria cerca de R$ 2,09 bilhões se considerado o valor de fechamento dos papéis na segunda-feira, de R$18,85 por ação.

Em comunicado na noite de segunda-feira, a Light disse que a operação envolverá a distribuição primária de 100 milhões de papéis e a venda de, inicialmente, 11,1 milhões de ações detidas pela estatal mineira Cemig, maior acionista da empresa.

A Light afirmou que a oferta poderá ainda ser acrescida em até 20% do total de ações inicialmente ofertado, ou em até 22,2 milhões de papéis, envolvendo tanto ações da empresa quanto da Cemig, nas mesmas condições e preço.

Segundo a elétrica, a oferta será realizada no Brasil, sob coordenação de banco Itaú (coordenador líder), Citi, Santander, XP, BTG Pactual, Bradesco BBI e BB Investimentos. Haverá ainda esforços de colocação de ações no exterior, disse.

Luz: Uso de energia solar em residências cresce 70%. Confira as capitais do país onde mais vale a pena

O preço por ação e a aprovação do aumento de capital da companhia ainda serão aprovados em reunião do conselho de administração da companhia a ser realizada após a conclusão do processo de coleta de intenções de investimento junto a investidores profissionais.

Segundo o comunicado da Light, os recursos provenientes da oferta “serão destinados para fortalecimento e otimização de sua estrutura de capital, reduzindo assim o seu nível de endividamento e melhorando sua posição de caixa.”

A Cemig, que possui 49,99% da Light, previa inicialmente vender mais ações na oferta, mas posteriormente reduziu sua fatia na operação, para priorizar a captação de recursos para a elétrica, segundo disseram duas fontes à Reuters na véspera.

A Light é responsável pela distribuição de eletricidade na região metropolitana do Rio de Janeiro e possui ainda ativos de geração de energia.

Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/light-prepara-oferta-publica-de-209-bilhoes-em-acoes-23778001

Contas de energia em julho terão bandeira tarifária amarela

A bandeira tarifária utilizada como referência nas contas de luz do mês de julho será a amarela.

Com a medida, as cobranças terão um acréscimo de R$ 1,50 para cada 100 kw quilowatts-hora consumidos.

Em junho, a autoridade reguladora havia definido bandeira verde, situação em que não é cobrado acréscimo nas contas. A Aneel justificou a bandeira amarela pelo fato de julho ser um mês “típico da seca nas principais bacias hidrográficas do país”.

A Aneel explica que, neste período, a tendência é de redução dos níveis dos principais reservatórios. Esse cenário requer o aumento da geração termelétrica, o que influenciou o aumento do preço da energia e dos custos relacionados ao risco hidrológico em patamares condizentes com o da Bandeira Amarela.

O sistema de bandeiras tarifárias foi criado, de acordo com a Aneel, para sinalizar aos consumidores os custos reais da geração de energia elétrica. O funcionamento das bandeiras tarifárias tem três cores, a verde, a amarela e a vermelha em dois patamares, que indicam se a energia custará mais ou menos em função das condições de geração.

O cálculo para acionamento das bandeiras tarifárias leva em conta, principalmente, dois fatores: o risco hidrológico e o preço da energia.

Leia mais em: http://radios.ebc.com.br/reporter-nacional/2019/07/s-contas-de-energia-neste-mes-de-julho-terao-bandeira-tarifaria-amarela