Bahia contabiliza mais R$ 500 mi em investimentos em energia

Dois projetos no segmento de energia serão responsável pelo investimento de R$ 500 milhões na Bahia, informou a Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDE). Esse montante é resultado de protocolos de intenções assinados entre o órgão e empresas desses dois setores. Segundo comunicado, o valor mais elevado é originado da fazenda solar Sol do Sertão II, que vai implantar um projeto em Oliveira de Brejinhos, cujo aporte é previsto em R$ 300 milhões.
O parque solar faz parte de um complexo com mais duas usinas cujo pedido de protocolo junto à secretaria baiana deverá ser apresentado ainda este ano. A estimativa é de que no pico da construção das três usinas, que juntas terão 455 MW de potência instalada, deverão ser empregadas 700 pessoas. O investimento do complexo será de aproximadamente R$ 1,1 bilhão e a previsão do início da operação é março de 2021, segundo dados da empresa responsável pelos empreendimentos.
Já a Janaúba Transmissora de Energia Elétrica, vai investir R$ 200 milhões na construção de linhas de transmissões que irão passar pelos municípios de Bom Jesus da Lapa, Riacho de Santana, Palmas de Monte Alto e Sebastião Laranjeiras. A previsão é que a obra esteja implantada em fevereiro de 2022. Na fase de construção serão gerados mais de 200 empregos.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53119377/bahia-contabiliza-mais-r-500-mi-em-investimentos-em-energia

Estudo mostra que taxar energia solar vai inibir investimentos

Taxar a energia solar pode inibir investimentos em Geração Distribuída (GD). A conclusão é de pesquisadores da Fundação Getulio Vargas (FGV), técnicos de entidades representativas do setor de energia solar, parlamentares e acadêmicos de relevância internacional. Os especialistas apresentaram, nesta quarta-feira (27/11), em Brasília, diferentes estudos que analisam a revisão da Resolução Normativa (REN) 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que prevê taxar, em 60%, o setor de geração distribuída solar fotovoltaica.


O tema estava em consulta pública até 7 de novembro, mas a Aneel anunciou a prorrogação do prazo final. Agora, os interessados têm até 30 de dezembro para enviar sugestões de mudanças na resolução. A GD tem crescido nos últimos anos, mas representa apenas 1% da produção de energia no país. Atualmente, o Brasil possui 127 mil sistemas de microgeração distribuída fotovoltaica, equivalentes a 0,2% dos 84,1 milhões de consumidores cativos de energia.



Continua depois da publicidade

Para aprofundar a discussão sobre a proposta da revisão da Aneel, o evento Aperfeiçoamento do debate sobre geração distribuída no Brasil: aspectos técnicos e econômicos da revisão da REN 482 da Aneel ” avaliou os possíveis impactos em diferentes áreas, como economia, infraestrutura e Meio Ambiente. Uma das conclusões foi que a redução gradual dos incentivos pode representar impactos negativos para o setor.



Segundo as pesquisas, há um componente regional e disparidade entre as unidades da Federação. Alguns estados ainda não contam com a geração distribuída e as mudanças previstas na REN 482 podem inviabilizar o início da operacionalização do setor nesses locais. Isso travaria o desenvolvimento da GD por todo território nacional.



Conforme a apresentação da Gesner Oliveira e Fernando Marcato, da FGV, a resolução da Aneel tem omissões que precisam ser endereçadas, porque há pontos que não são considerados. Além disso, a “proposta vai na contramão de boas práticas e tendências internacionais”, alegam. Atualmente, quem tem placas fotovoltaicas nos telhados, por exemplo, se injeta mais energia do que consome ganha um crédito em quilowatt/hora (kWh) a ser utilizado para abater o consumo dos meses subsequentes.



A alegação da Aneel, no entanto, é de que o modelo atual gera transferência de custos aos consumidores que não possuem GD. A agência propõem um novo modelo de compensação de energia, apresentando cinco alternativas regulatórias, com incidência de tarifa sobre o consumo líquido. A mudança atende uma demanda das empresas distribuidoras de energia elétrica, que argumentam que o transporte da eletricidade no fio dos postes tem um custo, que, ao não ser cobrado, da GD, pode inviabilizar o negócio de distribuição.



Para os especialistas, contudo, a distribuidora obtém vantagens decorrentes da GD. A distribuidora não discrimina cobranças de consumidores localizados próximos às unidades de GD. Existe um ganho financeiro gerado pela antecipação da receita sobre os créditos acumulados e há uma cobrança de 100% de rede para consumidores que recebem a energiainjetada da vizinhança. “Além disso, o gerador consome energia pelo mesmo valor da energia injetada na rede”, explicam.



O produtor da energia por meio da GD remunera a rede através do pagamento da disponibilidade, de acordo com os pesquisadores. “A GD gera outros benefícios ao sistema, como redução de perdas, melhoria da qualidade da rede ao seu entorno e diminuição da necessidade de investimentos do governo ou da concessionária.”


Leia mais em: https://www.correiobraziliense.com.br/app/noticia/economia/2019/11/27/internas_economia,809729/estudo-mostra-que-taxar-energia-solar-vai-inibir-investimentos.shtml

Enel prevê investimentos de 28,7 bilhões de euros até 2022

O novo plano estratégico da italiana Enel prevê investimentos de 28,7 bilhões de euros de 2020 a 2022, aumentando em 11% a previsão anterior, de 25,9 bilhões de euros. O novo valor, que foi anunciado nesta terça-feira, 26 de novembro, no Enel Capital Markets 2019, vai auxiliar a empresa a aproveitar oportunidades de mercado e enfrentar as mudanças climáticas e a transição energética, na esteira da descarbonização. De acordo com o CEO da Enel, Francesco Starace, a empresa veio se preparando para todo esse processo desde 2015, o que a fez ficar mais eficiente e executar bem a estratégia definida. “Estamos mais lucrativos, competitivos e preparados”, afirma o executivo.

Os dividendos por ação devem subir 7,7% até 2022, indo para 0,40 centavos de euro por ação. O aspecto da sustentabilidade domina os novos investimentos da empresa. Do total anunciado, 14,4 bilhões de euros vão para a descarbonização da geração de energia, em que a Enel quer até 2050 ser livre de carbono, produzido apenas energia limpa. O valor é metade dos investimentos prometidos. Esse investimento vai trazer um aumento de 1,5 bilhão de euros para o Ebitda. Dos 14,4 bilhões, 12,5 bilhões de euros vão para renováveis, sendo que 11,5 bilhões para o aumento da capacidade, com um aumento previsto de 14,1 GW até 2022.

A capacidade adicional prevista em renováveis deverá ser formada por 5,4 GW provenientes da troca de geração convencional por renovável na Itália, Chile e Espanha; por 5,1 GW em novos contratos de fornecimento, principalmente no Brasil e Estados Unidos, com foco em consumidores industriais e comerciais, o que deverá custar 4,7 bilhões de euros, além de outros 3,6 GW em contratos de novos mercados (1,1 GW) e Joint Ventures (2,5 GW). Dos 14,1 GW previstos, 60% já está assegurado.

Com 11,8 bilhões de euros, a infraestrutura de redes vem em segundo lugar no destino dos investimentos, ficando 7% acima do plano anterior. Segundo o executivo, as redes serão a espinha dorsal do sistema elétrico sustentável. Estão previstas melhorias na eficiência da qualidade do serviço, com 30% indo para a digitalização das redes. Os investimentos na rede vão possibilitar uma queda no índice médio d interrupção em 9%, assim como uma redução nos custos por consumidor recuem 17% até 2022. O número de medidores de segunda geração deve subir do atuais 13 milhões para 20 milhões em 2022.

A Enel X, braço de serviços do grupo, vai investir, 1,1 bilhão de euros nos serviços trazidos pela descarbonização e eletrificação, aproximando mais o cliente para o coração do sistema. A expectativa é que a capacidade de resposta da demanda aumente para 10,1 GW em 2022 e capacidade de armazenamento chegue a 439.  O plano prevê que a eletrificação do consumo vai receber 1,2 bilhão de euros, impulsionando a base de clientes expandidos.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53119147/enel-preve-investimentos-de-287-bilhoes-de-euros-ate-2022

Investimentos em energia limpa somaram US$ 133 bi em 2018, diz BNEF

Os investimentos em fontes limpas, desconsiderando hidrelétricas, atingiram US$$ 133 bilhões em 2018, contra US$ 169 bilhões em 2017, de acordo com o Climatescope, pesquisa anual envolvendo 104 mercados emergentes realizada pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF), divulgada nesta segunda-feira, 25 de novembro. O resultado global reflete a desaceleração dos investimentos em renováveis na China, que somaram US$ 86 bilhões em 2018 ante US$ 122 bilhões em 2017.

Segundo a BNEF, esses resultados sugerem que nações em desenvolvimento estão adotando a geração mais limpa de energia elétrica, mas não a um passo suficientemente rápido para limitar as emissões de CO2 globais ou as consequências das mudanças climáticas. Por exemplo, a maior parte da nova capacidade de geração de energia agregada em países em desenvolvimento em 2018 é proveniente da energia eólica e solar. Mas, a maior parte da produção de energia das usinas adicionadas em 2018 virá de fontes de combustíveis fósseis e emitirá CO2. Isto acontece porque a produção de projetos de energia solar e eólica depende da disponibilidade de recursos naturais, enquanto usinas movidas a petróleo, carvão e gás podem produzir 24h.

Além disso, o volume real de consumo e geração de energia pela queima de carvão em países em desenvolvimento saltou de 6,4 mil TWh em 2017 para 6,9 mil em 2018. O aumento de aproximadamente 500 TWh na geração de carvão é praticamente equivalente à eletricidade consumida no Texas em um ano normal. Ao todo, nos 104 mercados emergentes analisados no Climatescope, o carvão representou 47% de toda a geração de energia.

A China, a maior emissora de CO2 do mundo e o maior mercado consumidor de energia limpa, desempenhou um papel fundamental nessa história. Investimentos em novos projetos de energia eólica, solar e outros projetos menores de energia renovável hidrelétrica no país caíram de US$122 bilhões em 2017 para US$86 bilhões em 2018. Essa redução líquida refletiu a queda de US$36 bilhões nos valores de investimento em energia limpa nos mercados emergentes, a maior monitorada até o momento pelo Climatescope.

No entanto, essa queda não se limitou à China. Fluxos para projetos de energia limpa na Índia e no Brasil diminuíram US$2,4 bilhões e US$2,7 bilhões, respectivamente, em relação ao ano anterior. Investimentos caíram para US$133 bilhões em 2018 em todos os mercados emergentes analisados, ficando abaixo não apenas do valor total de 2017, mas também de 2015. Em geral, a redução nos custos de construção de plantas de energia solar e eólica foi um fator importante na queda do número total de investimento em economias emergentes.

“Os resultados da pesquisa Climatescope deste ano são decepcionantes”, disse Luiza Demôro, gerente do projeto na BloombergNEF. “No entanto, com exceção dos grandes países, observamos alguns desenvolvimentos importantes e positivos em termos de novas políticas, investimento e implementação de novos projetos.”

Excluindo a China, Índia e Brasil, os investimentos em energia limpa aumentaram de US$30 bilhões em 2017 para US$34 bilhões em 2018. Destacadamente, o Vietnã, África do Sul, México e Marrocos lideraram os rankings com um total de investimento de US$16 bilhões em 2018. Excluindo apenas a China, novas instalações de energia limpa em mercados emergentes cresceram 21% e bateram um novo recorde, aumentando de 30 GW comissionados em 2017 para 36 GW em 2018. Isto representa o dobro da capacidade de energia limpa adicionada em 2015 e o triplo da capacidade instalada em 2013.

Apesar do aumento na geração a partir da queima de carvão, o ritmo da nova capacidade de carvão adicionada às redes elétricas de países em desenvolvimento está diminuindo, de acordo com o Climatescope. Novas construções de usinas de energia movidas a carvão caíram em 2018 para o nível mais baixo em uma década. Depois de atingir o pico de 84 GW de nova capacidade adicionada em 2015, em 2018 esse número despencou e foram comissionados apenas 39 GW de usinas movidas a carvão. A China foi responsável por aproximadamente dois terços desse declínio.

“A transição do carvão para fontes mais limpas de energia em países em desenvolvimento está acontecendo”, disse Ethan Zindler, diretor das Américas na BNEF. “Mas, assim como tentar manobrar um grande petroleiro, isso leva tempo.”

Os resultados do Climatescope antecedem as negociações climáticas apoiadas pelas Nações Unidas em Madrid. Sob o Acordo de Paris de 2015 da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (UNFCCC), mais de 190 países concordaram em reduzir substancialmente suas emissões de CO2 para evitar os piores efeitos das mudanças climáticas. Além disso, no âmbito do pacto, países mais ricos se comprometeram em fornecer US$100 bilhões em financiamento “norte-sul” para auxiliar no crescimento sustentável de países em desenvolvimento.

Os resultados do Climatescope deste ano sugerem que, apesar dos progressos, será necessário esforços substancialmente maiores para cumprir com esse compromisso. Do total de US$133 bilhões em financiamento de ativos captado para apoiar o desenvolvimento de novos projetos de energia limpa nos mercados de países em desenvolvimento, apenas US$24,4 bilhões ou 18% foi originado de fontes externas. Deste total, a maioria veio de fontes de capital privadas, tais como desenvolvedores de projetos internacionais, bancos comerciais e fundos de private equity. Os investimentos provenientes de bancos de desenvolvimento financiados em grande parte com fundos públicos da OCDE aumentaram para um recorde de US$6,5 bilhões em 2018. No entanto, há pouca evidência para sugerir que a meta global de US$100 bilhões por ano em suporte para uma variedade de atividades relacionadas ao clima serão cumpridas no curto prazo.

Além de apresentar as tendências macro de energia limpa em países em desenvolvimento, o Climatescope pontua e classifica mercados individuais de acordo com o seu potencial geral de desenvolver projetos de energia limpa. Pela primeira vez, desde a inclusão do país na pesquisa em 2014, a Índia foi o país com o score mais alto devido a vários fatores, incluindo políticas de apoio. Os outros países nos top cinco incluem Chile, Brasil, China e Quênia, nesta ordem.

O Climatescope é um recurso público que visa ajudar investidores e empreendedores a selecionar oportunidades, autoridades a compreender regulamentos em todo o mundo e pesquisadores a acessar dados recentes de difícil obtenção. A pesquisa Climatescope completa, com dados referentes a todos os 104 mercados emergentes, está disponível em www.global-climatescope.org.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53119067/investimentos-em-energia-limpa-somaram-us-133-bi-em-2018-diz-bnef

Energia nuclear é prioridade para o Brasil, diz ministro

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse na sexta-feira (22), que o programa nuclear brasileiro é prioridade para o Brasil e que, após "altos e baixos", o país volta a um patamar "que podemos sonhar". Albuquerque reforçou que a previsão é que em 2020 seja retomada a construção da usina nuclear Angra 3: "Provavelmente iniciaremos Angra 3 em 2020". 

O ministro participou da entrega do Prêmio de Reconhecimento Nuclear da Associação Brasileira para o Desenvolvimento de Atividades Nucleares (Abdan), que está na terceira edição.

"O programa nuclear, para o Brasil, é prioridade. Faz parte da nossa matriz energética e, pelas caraterísticas do nosso país, nós não podemos abrir mão dessa fonte de energia", ressaltou.

O programa nuclear brasileiro começou nos anos 1950. As usinas de Angra 1 e Angra 2, foram construídas e começaram a operar no litoral do Rio de Janeiro nas décadas seguintes. O complexo é administrado pela Eletronuclear. A fonte nuclear responde por cerca de 3% da geração de energia no Brasil.

Angra 3 será a terceira usina da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, localizada na praia de Itaorna, em Angra dos Reis (RJ). Segundo a Eletronuclear, quando entrar em operação comercial, a nova unidade com potência de 1.405 megawatts, será capaz de gerar mais de 12 milhões de megawatts-hora por ano, energia suficiente para abastecer as cidades de Brasília e Belo Horizonte durante o mesmo período. Com Angra 3, a energia nuclear passará a gerar o equivalente a 50% do consumo do Estado do Rio de Janeiro.

Mais de 60% da Usina de Angra 3 foi construída, a um custo de quase R$ 10 bilhões. Para concluir a obra faltam mais R$ 15 bilhões em investimentos. 

A previsão da retomada das obras para 2020 foi reforçada pelo presidente da Abdan, Celso Cunha. Segundo ele, este ano, para o setor, foi de "desatar nós". "O setor de geração termonuclear começa a apresentar uma solução para a conclusão do impedimento de Angra 3", afirmou. 

A cerimônia ocorreu no Clube Naval do Rio de Janeiro, com a entrega da honraria para o Almirante-de-Esquadra Eduardo Bacellar Leal Ferreira; os pesquisadores Aldo Malavasi e Carlos Alberto Aragão de Carvalho Filho; e para o engenheiro João Carlos Cunha Bastos. 

Leia mais em: https://www.correiodoestado.com.br/economia/energia-nuclear-e-prioridade-para-o-brasil-diz-ministro/364024/

BEN: oferta interna de energia elétrica subiu 1,7% em 2018

A oferta interna de energia elétrica aumentou 1,7% em 2018 na comparação com o ano anterior, de acordo com dados do Balanço Energético Nacional, publicado pela Empresa de Pesquisa Energética. Foram 10,7 TWh a mais. A boa hidrologia do ano levou a uma subida de 4,1% na energia hidráulica oferecida. A participação das fontes renováveis na matriz elétrica chegou a 83,3% no ano passado. Ainda de acordo com o BEN, a geração de energia eólica registrou um crescimento de 14,4%, com 48,5 TWh. Já a potência eólica teve expansão de 17,2%, chegando a 14.392 MW.

A oferta interna de energia, que é o total de energia disponibilizada no país, teve um recuo de 1,7% na comparação com o ano passado. O aumento da oferta da fonte hídrica e eólica na geração de energia junto com a diminuição do consumo em vários segmentos, como alimentos e bebidas, que recuou 17,4%; não ferrosos e metalurgia, que caiu 20,2% e rodoviário, que caiu 1,2%, fizeram com que a oferta de gás tivesse redução de 5,4% e a de petróleo caísse 6,5%.



A Geração Distribuída recebeu atenção especial no BEN. Em 2018 ela chegou a 828 GWh de geração, mais que dobrando na comparação com 2017 e 670 MW de potência, quase triplicando o resultado do ano anterior, de 246 MW. A fonte solar mantem o predomínio na GD, com 526 GWh de consumo e 562 MW de potência instalada. A fonte hidráulica vem em seguida, com 58,9 MW, sendo seguida pela térmica, com 38,1 MW e pela eólica, com 10,3 MW.

Na geração elétrica, o balanço mostra que a geração total cresceu 2,1%, ficando em 601,3 GWh. A geração hidrelétrica cresceu 4,9% no ano passado, indo para 388,9 GWh. O gás natural teve recuo de 16,7% em 2018, com 54,6 GWh. A geração térmica, que teve participação de 26,7% em 2018, foi liderada pelas usinas movidas a gás, que foram 34% e pela UTEs a Biomassa, com participação de 33,9%. As usinas a carvão e derivados foram 12,7% da geração termelétrica, enquanto as nucleares tiveram uma parcela de 9,8%. A participação das usinas movidas a derivados de petróleo foi de 9,6% em 2018.



As emissões antrópicas de CO2 associadas à matriz energética brasileira em 2018 atingiram 416,1 MtCO2 -eq, valor 5,2% menor que o de 2017, de 438,8 MtCO2-eq. A emissão per capita do brasileiro, ao produzir e consumir energia, é de 2tCO2/hab, 7,5 vezes menor que a dos americanos e três vezes inferior a de um chinês. Já para gerar uma unidade de produto, a economia brasileira emite, na produção e consumo de energia, 0,15 kgCO2 /US$ppp. O valor é 17% menor que o da economia europeia, 48% inferior ao da americana e 68% abaixo da chinesa.


Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53118732/ben-oferta-interna-de-energia-eletrica-subiu-17-em-2018

Aneel prorroga consulta pública sobre GD

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica adiou por 30 dias o prazo e contribuições da consulta pública sobre a revisão das regras de micro e minigeração distribuída. O período de contribuições passou de 30 de novembro para 30 de dezembro, para atender pedidos de adiamento feito por representantes do segmento.

A proposta da Aneel  prevê a revisão dos subsídios embutidos no atual sistema de compensação da energia injetada na rede por consumidores que produzem a própria energia. Ela estabelece um período de transição para  instalações existentes ou com autorização de acesso à rede de distribuição até a mudança da norma.

Para novos sistemas de geração que atendem consumidores remotos, a  tarifa de uso da rede e demais encargos seriam cobrados em sua totalidade já a partir de 2020. Já nos novos sistemas de microgeração local, parte desse custo seria cobrado no ano que vem, e a totalidade dos custos quando a capacidade instalada atingir determinado patamar dentro da área da concessão de cada distribuidora.


Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53118552/aneel-prorroga-consulta-publica-sobre-gd

PLD sobe 5% e é fixado em R$ 322,84/MWh para todos os submercados

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para quarta semana de novembro (16 a 22 de novembro de 2019), o preço médio em todos os submercados foram fixados em R$ 322,84/MWh, o valor aumentou 5% em relação a semana passada.

Para novembro de 2019, espera-se que as afluências fechem em torno de 62% da Média de Longo Termo – MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados, exceto na região Sul. Na região Sudeste, a expectativa é de 55%; no Sul é de 108%; no Nordeste, 19% e, na região Norte, 63% da MLT.

Para a próxima semana, a expectativa para a carga prevista do SIN é em torno de 169 MWmédios mais alta, com aumento somente no submercado Nordeste (+169 MWmédios), no Sudeste/Centro-Oeste, no Sul e no Norte não houve alteração.

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 2.120 MWmédios acima do esperado: no Sudeste (+818 MWmédios), no Sul (+988 MWmédios), no Nordeste (+52 MWmédios) e no Norte (+262 MWmédios).

O fator de ajuste do MRE estimado para o mês de novembro de 2019 passou de 69,6% para 68,5%.

O ESS previsto para novembro de 2019 está em R$ 790 mil, sendo em sua totalidade referente a restrições operativas.

A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE.  


Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_651581&_afrLoop=850335975305350&_adf.ctrl-state=y2i6mcr1a_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_651581%26_afrLoop%3D850335975305350%26_adf.ctrl-state%3Dy2i6mcr1a_50

Solar na América Latina e Caribe pode aumentar 40 vezes até 2050, aponta Irena

A América Latina e o Caribe podem aumentar sua capacidade solar instalada em um fator de 40 vezes até 2050. É o que afirma um novo relatório da Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, na sigla em inglês). Com investimentos anuais superiores a US$ 7 bilhões levariam a capacidade instalada da região subir dos atuais 7 GW, para mais de 280 GW em meados do século.

A perspectiva é de que a solar poderia representar a segunda maior fonte de energia, atrás apenas da eólica, gerando um quarto da produção global. Essa é a estimativa do estudo intitulado “Future of Solar Photovoltaic”, lançado na última terça-feira, 12 de novembro, pela entidade durante o “Sun World 2019”, que é realizado em Lima, no Peru. No total, a capacidade global de energia solar aumentaria de 480 GW em 2018 para mais de 8 TW até 2050, crescendo quase 9% a cada ano.

Em comunicado, o diretor geral da Irena, Francesco La Camera, aponta que a energia solar fotovoltaica e outras fontes renováveis ​​representam a solução mais eficaz e pronta para atender à crescente demanda de energia e limitar a emissão de carbono ao mesmo tempo. Ele relaciona sua praticidade, acessibilidade e segurança para o clima como as maiores virtudes. Ao mesmo tempo, estimula o crescimento econômico, criando emprego e melhorando a saúde. Segundo ele, as taxas de crescimento projetadas em mercados como a América Latina mostram que podemos estender a transição energética para todos os países.

De acordo com a Irena, se acompanhada de políticas sólidas, a transformação impulsionada por fontes renováveis, como a solar, pode trazer benefícios socioeconômicos substanciais. A indústria solar global tem potencial para empregar mais de 18 milhões de pessoas até 2050, quatro vezes mais que os 4,4 milhões de empregos atualmente.

Na última década, aponta a entidade, a capacidade instalada de energia solar fotovoltaica fora da rede cresceu mais de dez vezes, de aproximadamente 0,25 GW em 2008 para quase 3 GW em 2018 em todo o mundo. E acrescenta que a energia solar fotovoltaica fora da rede é uma tecnologia essencial para alcançar o acesso universal à eletricidade, de acordo com os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável da ONU.

Da mesma forma, a implantação de sistemas fotovoltaicos solares no telhado aumentou bastante, o que hoje torna a energia solar fotovoltaica em alguns mercados mais atraente do que comprar eletricidade da rede. A competitividade da energia solar distribuída está claramente aumentando a implantação em grandes mercados, incluindo Brasil, China, Alemanha e México.

O estudo traz ainda que a Ásia, principalmente a China, com mais de 50% da capacidade instalada em 2050, continuaria a dominar a energia solar fotovoltaica, seguida pela América do Norte (20%) e Europa (10%). O mercado latino-americano aumentaria de 7 GW em 2018 para mais de 280 GW.

Além disso, que o custo global nivelado de eletricidade (LCOE, na sigla em inglês) para a fonte continuará a cair de uma média de US$ 0,85/kWh em 2018 para entre US$ 0,05 a US$ 0,14/kWh até 2050. E lembra que em recente leilão na Colômbia foi concedido por um preço médio de eletricidade de US$ 0,27/kWh.

leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53117985/solar-na-america-latina-e-caribe-pode-aumentar-40-vezes-ate-2050-aponta-irena

Eletrobras registra lucro de R$ 716 milhões no terceiro trimestre

A Eletrobras apresentou lucro líquido de R$ 716 milhões no terceiro trimestre do ano, valor 132% superior ao resultado negativo de R$ 2,2 bilhões obtido em igual período de 2018. Já o Ebitda da companhia - lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização - registrou aumento de 303% em relação ao terceiro trimestre do ano passado, totalizando R$ 2,8 bilhões.

Nos nove meses de 2019 , a empresa acumula lucro líquido de R$ 7,624 bilhões, 1.985% superior ao prejuízo líquido de R$ 404 milhões obtido nos nove meses de 2018.


A receita bruta do período de julho a setembro foi de R$ 8,8 bilhões, um aumento de 9,7% em relação a igual período do ano anterior.

No dia 5 deste mês, o presidente Jair Bolsonaro assinou projeto de lei que autoriza a privatização da Eletrobras e estabelece as regras do processo. O texto prevê que o governo brasileiro não terá a chamada  golden share,  classe especial de ações que dá poder de veto à União em decisões estratégicas.

Espera-se que  Congresso dê o aval para a venda do controle da estatal até o segundo semestre de 2020. A expectativa do governo é arrecadar R$ 16,2 bilhões com a privatização, recursos já previstos no Orçamento do ano que vem.

O resultado positivo da companhia foi impactado pelo aumento de R$ 1 bilhão de receita, tendo como destaque o início do fornecimento do Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR) da UTE Mauá 3 e a GAG melhoria, de R$ 250 milhões, referentes às usinas prorrogadas pela Lei 12.783/2013.

Também houve queda em seus gastos operacionais com PMSO (Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros) recorrente em cerca de 17%, o que representa redução de cerca de R$ 371 milhões no trimestre.

Destaca-se a agregação física, em 2019, de 1.035 MW na capacidade instalada das empresas Eletrobras, que hoje têm 50.429 MW – o equivalente a 30,2% do país. O crescimento de 4% da capacidade em relação ao terceiro trimestre de 2018 se deve, principalmente, à entrada em operação das unidades geradoras (UG) 15 e 16 de Belo Monte e ao início da operação comercial da UG2 de Sinop.

Já a redução de 105 km em linhas de transmissão no trimestre de julho a setembro deste ano se deve à venda de sociedades de propósito específico (SPEs). A venda de SPEs, até setembro passado, representou caixa de R$ 798 milhões, e a companhia tem a receber ainda R$ 202 milhões até dezembro deste ano.

Estão ainda em processo de desinvestimento 39 SPEs. Maior transmissora do Brasil, responsável por 70.924 km do total de linhas de transmissão do país, a Eletrobras detém 45,2% da transmissão do Brasil.

O indicador dívida líquida/Ebitda ajustado – importante indicador da saúde financeira da empresa que reforça seu compromisso com a disciplina financeira – ficou em 1,8, superando a meta da companhia de ficar abaixo de três vezes.

Segundo o comunicado divulgado pela Eletrobras, no período, a  companhia também registrou melhor desempenho no Programa Destaque em Governança de Estatais da  bolsa de valores (B3 S.A), passando de 50 para 56 pontos, sendo 60 a pontuação máxima. A evolução reafirma o compromisso da Eletrobras com a contínua melhoria de sua governança, bem como seu alinhamento com as melhores práticas do mercado.


Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/eletrobras-registra-lucro-de-716-milhoes-no-terceiro-trimestre-1-24075864

Nordeste apresenta novo pico de geração solar

O Nordeste do país apresentou um novo pico de geração solar na manhã do último domingo, 10 de novembro, quando atingiu a marca de 1.164 MW às 10h45, com um fator de capacidade de 91,7%. No momento do recorde, a produção por painéis e placas fotovoltaicas foi suficiente para suprir 12,6% da carga da região, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O recorde anterior havia acontecido no dia 6 de outubro de 2019, quando foram registrados 1.142 MW.

Em relação à média de geração solar ao longo do dia, o último recorde foi registrado no dia 30 de outubro pelo Operador, no valor de 431 MW médios. O montante corresponde a um fator de capacidade de 34% e participação na carga do Nordeste de 3,9%. A melhor marca até então era de 423 MW médios, batida no dia 15 de setembro de 2019.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53117832/nordeste-apresenta-novo-pico-de-geracao-solar

ONS: previsão de carga no mês acelera e está em 3,6%

A segunda revisão semanal do Programa Mensal de Operação para novembro apresentou nova aceleração na previsão de carga. A expectativa do Operador Nacional do Sistema Elétrico é de que a demanda seja 3,6% mais elevada quando comparada ao mesmo mês de 2018. Se a estimativa se confirmar representará carga de 70.104 MW médios, reflexo da expansão de 4,6% no Sudeste/Centro Oeste, de 1,4% no Sul, 0,4% no Nordeste e de 7,4% no Norte.

Ao mesmo tempo a projeção de vazões para o mês apresentou aumento para os dois maiores submercados do país. No SE/CO variou 2 pontos porcentuais ante a estimativa da semana passada, agora está em 58% da média histórica. Já no sul se aproximou da média de longo termo, com 99% ante os 61% projetados na revisão anterior do documento. Por sua vez no NE recuou 5 p.p. para 21% e no Norte reduziu a 68% da MLT.

Com isso, o ONS espera uma redução no ritmo de deplecionamento dos reservatórios nos dois maiores submercados do país. Apesar disso, o SE/CO continua com a situação mais pressionada com o uso da capacidade de armazenamento fechando o mês ao índice de 17,7%, no sul está em 32,5%, no NE em 32,2% e no Norte 19,6%.

O custo marginal de operação médio para a semana operativa que se inicia neste sábado, 9 de novembro, recuou. Está em R$ 304,78/MWh em todos os submercados. Esse é o resultado do patamar de carga pesada em R$ 311,26/MWh, o médio em R$ 307,98/MWh e o levem em R$ 301,22/MWh.

Mesmo com o recuo dos valores o volume de despachado por térmicas aumentou ante a semana passada. Está em 11.404 MW médios, o maior volume está por inflexibilidade com 6.391 MW médios, há ainda 4.935 MW médios dentro da ordem de mérito e ainda 77 MW médios por restrição elétrica.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53117664/ons-previsao-de-carga-no-mes-acelera-e-esta-em-36

Setor está próximo de ter derivativos de energia

As comercializadoras de energia têm se mobilizado para dar uma resposta ao mercado após a crise vivenciada no início do ano, onde algumas empresas assumiram riscos elevados em contratos bilaterais e deixaram um rombo milionário na mesa. Os agentes querem mostrar às entidades que regulam o setor elétrico que o próprio mercado pode resolver o problema sem interferências externas.

Uma das soluções apontadas é a aproximação do mercado financeiro com o setor de energia. Nesta quinta-feira, 7 de novembro, o Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE) promoveu um evento em São Paulo para discutir os desafios regulatórios e tributários para permitir a negociação de derivativos de energia no Brasil, com a BBCE atuando como a guardiã dessas operações. A modalidade tem potencial de aumentar a segurança das operações e a liquidez no mercado livre.

Derivativos são contratos financeiros que derivam de um ativo (índice, preço, câmbio, ouro, entre outros). A operação é comum no mercado financeiro e é registrada na bolsa de valores de São Paulo (B3) e fiscalizada pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Em outros momentos do mercado de energia, algumas empresas já se arriscaram a fazer esse tipo de contrato, porém, as iniciativas não tiveram continuidade.

“Desde 2015 houveram algumas iniciativas pontuais, mas faltava um market place para promover a liquidez desse contratos”, disse Alexandre Lopes, diretor técnico da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel). Segundo o especialista, há diversas vantagens de operar os derivativos de energia. Por exemplo, o risco da negociação está limitado a diferença entre o valor firmado em contrato e o valor da liquidação; não há entrega física, portanto, não há exposição a penalidade de lastro na CCEE; conta com a estabilidade regulatória do mercado financeiro; não há risco de perda de lastro após o pagamento, nem rateio da inadimplência.

A BBCE investiu R$ 5 milhões para atender as exigências da CVM e está perto de conseguir a autorização para se tornar um balcão organizado de derivativos de energia, disse o presidente da companhia, Carlos Ratto. A BBCE passará a ser responsável pelo bom funcionamento do mercado de derivativos, monitorando e fiscalizando as atividades. “Estamos indo para outro nível de governança”, disse.

A empresa promoveu algumas mudanças na governança. Os 34 acionistas não podem ter mais de 5% de participação e o conselho de administração contará com pelo menos 25% de conselheiros independentes. “O que torna a nossa autonomia muito maior”, destacou o executivo. A BBCE recebeu o reforço da Engie em seu quadro societário e também fez uma captação de recursos juntos aos acionistas. “A gente se preparou e está com caixa suficiente para investir e entregar o que mercado precisa”, disse Ratto.

Segundo Ratto, o mercado de energia está mais preparado para operar com derivativos. Além de ter mais tecnologia e liquidez,  a crise no começo do ano despertou a necessidade de criar um ambiente mais seguro para as operações de comercialização de energia. De acordo com a Abraceel, o mercado livre negociou 95 mil MW médios em 2018, movimentando cerca de R$ 100 bilhões. O giro no mercado livre está entorno de 5x o consumo, sendo que 2/3 da energia negociada do país está no mercado livre.

“Estamos acompanhando e tentando contribuir para essa transformação do setor elétrico, mas essa transformação tem que ser para valer. Hoje temos excelentes power points, notas técnicas, mas na hora da implementação tem uma série de novos questionamentos”, criticou o presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Rui Altieri. “Se conseguirmos implementar qualquer instrumento que dê mais segurança para o mercado, a CCEE apoia integralmente”, completou.

A BBCE iniciou suas operações em 2012. Em 2018, acumulou mais de 241 mil MW negociados através de 59 mil contratos e volume financeiro acima de R$ 40 bilhões. Desde fevereiro, a empresa aguarda autorização da CVM para se tornar um balcão organizado de derivativos de energia. A autorização pode sair ainda no primeiro trimestre de 2020.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53117558/setor-esta-proximo-de-ter-derivativos-de-energia

Novos ventos para a energia

A substituição de energias poluentes, como carvão, petróleo ou gás, por fontes renováveis é um processo irreversível e global. Há até um termo forjado no mundo das finanças para se referir ao capital investido nas fontes tradicionais: “stranded fossil fuel assets” (ativos encalhados de combustíveis fósseis). Enquanto as fontes fósseis são geograficamente restritas a alguns países, as renováveis podem ser desenvolvidas por todos. Segundo a ONU, até 2050 energias renováveis como a solar, a eólica, a geotérmica, a marítima e outras poderão abastecer 80% da demanda mundial.

Assim, descobertas como a do pré-sal precisam ser intensamente exploradas, porque, a longo prazo, por mais rentáveis que sejam, estão com os dias contados. O Brasil já tem uma das matrizes elétricas mais limpas do mundo, menos por consciência ambiental do que por fatores geográficos e históricos. O petróleo e o carvão, principais comburentes da revolução industrial, eram recursos escassos no território nacional, que, por outro lado, foi abençoado com caudalosas bacias hidrográficas. O desenvolvimento das grandes usinas conseguiu literalmente “eletrizar” o País, gerando empregos, mobilizando setores como o da construção e oferecendo energia a preços competitivos. Mas mesmo esse modelo dá sinais de esgotamento. As melhores oportunidades estão na Amazônia, porém os riscos de impacto ambiental têm imposto um freio prudente à sua expansão indiscriminada.

Segundo estudo do Instituto de Tecnologia de Massachusetts (MIT) sobre pesquisa e inovação no Brasil, as melhores perspectivas estão em áreas nas quais as empresas nacionais já estão na fronteira tecnológica, como biocombustíveis e “química verde”. Mas há um imenso potencial nas energias eólica e solar, ainda que Europa e China estejam bem à frente, de modo que num futuro próximo as perspectivas são mais de adaptação de novas tecnologias do que de criação. Até pouco tempo, dois obstáculos minavam este potencial, relegando estas fontes a uma posição acessória: um natural, a sua intermitência, e outro político, a governança precária. Nos últimos anos, ambos vêm sendo vencidos, respectivamente com tecnologias de estocagem e novas regras, com ganhos imediatos não só ambientais, como econômicos.

No caso específico da energia solar, como mostrou reportagem do Estado, em três anos os sistemas de geração de energia solar se multiplicaram de 8,7 mil para 111 mil, um avanço de 1.181%. O apelo aos painéis solares começou com as mudanças nas regras do setor de energia, em 2012, que deram mais liberdade ao consumidor para eleger suas fontes de eletricidade. No mesmo período, enquanto as tarifas de eletricidade subiam quase 90%, mais que o dobro da inflação, o preço dos painéis solares caía cerca de 40%. Isso atraiu, primeiro, os clientes residenciais e, mais recentemente, as empresas. Para estas, além da redução na conta de luz, o modelo sustentável traz retornos à marca – facilitando inclusive o acesso a linhas de crédito.

Agora, o País chega a um momento importante de definições na regulamentação do setor. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) propõe que os proprietários de um sistema fotovoltaico passem a pagar encargos e custos da rede de distribuição, o que não acontece hoje. É uma faca de dois gumes. Segundo a Agência, isso desoneraria os demais consumidores da rede. Mas representantes do setor e usuários afirmam que isso poderia aumentar em 60% os custos de quem investe em geração solar, sufocando na raiz um mercado promissor, mas ainda incipiente. É uma posição consistente, afinal, no mundo inteiro a energia solar tem subsídios durante o desenvolvimento da fonte. A proposta da Aneel está em consulta pública desde o dia 18 de outubro. Merece toda a atenção de especialistas e autoridades, que precisarão desenhar políticas e estratégias para o setor. A vantagem é que, se os possíveis caminhos são muitos, o destino é inexorável: a energia do futuro virá cada vez menos do ventre da terra e cada vez mais do céu aberto – dos ventos e do sol.


Leia mais em: https://opiniao.estadao.com.br/noticias/notas-e-informacoes,novos-ventos-para-a-energia,70003078915

Volume diminui e reservatórios do Nordeste trabalham com 37,4%

Os reservatórios do Nordeste apresentaram recuo de 0,2% na capacidade de armazenamento em relação ao dia anterior, ficando com 37,4%, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), munido dos dados da operação do sistema da última terça-feira, 5 de novembro. A energia afluente aparece com 18% e a armazenada indica 19.387 MW mês. A hidrelétrica de Sobradinho funciona a 30,63%.

Na região Sul os níveis caíram em 1,8%, uma das maiores variações do ano para o submercado, que opera a 42,1%. A energia afluente no mês foi para 106% da MLT, enquanto a armazenada afere 8.660 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, com 20,03% e 38,52%. No Sudeste/Centro-Oeste do país a redução foi de 0,3%, fazendo os reservatórios trabalharem com 21,2% do seu volume útil. A energia contida indica 43.135 MW mês e a afluente segue em 41% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 15,75% e a usina de Serra da Mesa com 13,58%.

Já no Norte foi registrado queda de 0,8%, fazendo os reservatórios caírem para 26,7%. A energia armazenada admite 4.022 MW enquanto a armazenável foi para 50% da MLT. A usina de Tucuruí opera com 32,83% de sua capacidade.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53117370/volume-diminui-e-reservatorios-do-nordeste-trabalham-com-374

Alta à vista? Os balanços das empresas de energia

O aumento de 11% no lucro do banco Itaú, anunciado na noite de ontem, reforça uma temporada de balanços de boas notícias para o mercado brasileiro. Ao menos até aqui. Nesta terça-feira, é a vez de as empresas de energia divulgarem seus resultados nem cenário favorável.

Diante da movimentação gerada por leilões e vendas de ativos importantes da Petrobras, o mercado espera resultados positivos para a brasileira Eneva e para a francesa Engie no terceiro trimestre deste ano.

Segundo estimativas de analistas, a Engie Brasil deve registrar receita líquida de 2,73 bilhões de reais de julho a setembro, alta de aproximadamente 10% sobre igual período do ano anterior.

A geração de caixa medida pelo lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) deve somar, no terceiro trimestre deste ano, 1,21 bilhão de reais, praticamente estável em relação ao mesmo intervalo do ano passado. O lucro líquido da Engie Brasil, estimado por analistas, deve alcançar cerca de 602 milhões de reais no terceiro trimestre, alta de 20% sobre um ano antes.

A Engie assinou o maior cheque do ano para adquirir a Transportadora Associada de Gás (TAG), malha de gasodutos que pertencia à Petrobras, por cerca de 33 bilhões de reais. A aquisição faz parte do projeto do grupo francês de expansão global. No mercado brasileiro, a Engie atua há 20 anos na geração de energia elétrica, com 56 usinas que somam potência de 9.775 megawatts (o equivalente a dois terços de Itaipu) e correspondem a 6% da capacidade instalada no país. Cerca de 90% dessa oferta é proveniente de fontes renováveis, em especial de hidrelétricas.

Outra empresa do setor de energia que deve apresentar resultados positivos é a Eneva, resultado da fusão de duas empresas do antigo grupo EBX, de Eike Batista. A Eneva passou de um prejuízo de 1,5 bilhão de reais, em 2014, para um lucro de 307 milhões no ano passado.

A tendência, segundo analistas, é que o desempenho da companhia tenha melhora gradual. A Eneva anunciou um investimento recente, de 1,3 bilhão de reais, para a construção de uma usina térmica, e ao mesmo tempo venceu o leilão para abastecer o estado de Roraima, com aporte previsto de 1,8 bilhão de reais.

Energia é um dos setores considerados prioritários pelo governo para uma retomada econômica mais consistente. Neste contexto, os números das companhias vai ajudar a mostrar, também, como vai a recuperação do país.

Leia mais em: https://exame.abril.com.br/negocios/alta-a-vista-os-balancos-das-empresas-de-energia/

A revolução da energia que vem do sol

Desde fevereiro, 4 mil painéis solares instalados numa fazenda em Vassouras, no interior do Rio de Janeiro, geram energia para quatro lojas da Renner, na capital fluminense. O projeto, erguido a 120 quilômetros do local de consumo, tem reduzido em 13% a conta de luz das unidades e ajudado a varejista a alcançar a meta de chegar a 75% da energia consumida vinda de fontes renováveis.

Até o fim do ano, duas novas usinas vão abastecer as lojas do Distrito Federal e Rio Grande do Sul.

A iniciativa da Renner faz parte de um movimento de popularização da energia solar no Brasil, que alcança igrejas, redes de varejo, shopping center e até hidrelétrica. De 2016 para cá, o número de sistemas de energia solar saltou de 8,7 mil para 111 mil no País, um avanço de 1.181%.

A potência instalada cresceu ainda mais, de 91,84 megawatts (MW) para 1,34 mil MW – salto de 1.359%. Essa capacidade equivale a quase uma Hidrelétrica de Porto Primavera, que demorou 19 anos para ficar pronta.


O apelo dos painéis solares começou com as mudanças nas regras do setor de energia, em 2012, que deram um pouco mais de liberdade ao consumidor para escolher de onde vem a sua eletricidade. Além disso, as regras permitiram ao microgerador jogar a energia não consumida no sistema elétrico e obter um crédito para abater na conta de luz.

Com o forte crescimento das tarifas de energia elétrica nos últimos anos – de 2013 para cá, a tarifa residencial subiu quase 90%, mais que o dobro da inflação no período -, os clientes residenciais foram os primeiros a descobrir as vantagens da microgeração ou minigeração de energia – no jargão do setor, a geração distribuída.

Mas, nos últimos três anos, foram as empresas (comércio, indústria e serviços) que deram impulso a esse segmento. Hoje, elas são responsáveis por mais da metade da capacidade instalada de “miniusinas” solares no País, apesar de representar apenas 20% do número de sistemas, segundo dados da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar).

Do total de 3,6 mil MW de energia solar gerados no Brasil, 62% vêm de grandes parques, que vendem energia para o mercado livre e para o mercado cativo, das distribuidoras – como é o caso do Complexo Guaimbé, da AES Tietê, de 150 MW. O restante vem da geração distribuída. “Conforme a energia solar foi se tornando mais competitiva, com diferentes modelos de negócios, os setores de comércio e de serviços passaram a investir mais”, diz o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar (Absolar), Rodrigo Sauaia.


Desde 2015, além de instalar painéis no telhado de seus estabelecimentos, as empresas também podem gerar energia em um local e consumir em outro, como fez a Renner. A rede de varejo firmou parceria com uma empresa que construiu a fazenda solar a 120 km das lojas localizadas em Ipanema, Copacabana, Largo do Machado e no Shopping Madureira, no Rio.

“Com essa usina, conseguimos chegar a 38% do nosso consumo atendido com energia renovável (solar, eólica, biomassa e PCH)”, diz a diretora de Operações da Lojas Renner, Fabiana Taccola. Segundo ela, nas novas usinas que vão abastecer as lojas do Distrito Federal e Rio Grande do Sul, a economia deve ficar entre 18% e 20%.

O investimento da Renner só foi possível porque, nos últimos anos, os equipamentos ficaram mais baratos. Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), entre 2014 e 2019, houve queda de 43% no preço médio dos painéis solares, o que provocou um recuo no tempo de retorno do capital aplicado, de 7 anos, em 2015, para 4,5 anos, agora.

Para as empresas, no entanto, a questão não é apenas financeira. Além da redução na conta de luz, o apelo sustentável traz retornos importantes para a marca – e ajuda até na hora de conseguir um empréstimo. “O investimento será recuperado pelo desconto que temos no custo em relação à tarifa tradicional, mas também pela atração de pessoas que se identificam com nossa ideologia”, diz o vice-presidente do grupo de shopping centers Multiplan, Vander Giordano.



Em parceria com a empresa de energia portuguesa EDP, o grupo investiu em uma área equivalente a 24 campos de futebol para gerar energia para o Shopping Village Mall, no Rio. A fazenda solar fica em Itacarambi (MG), a mais de mil km de distância do shopping, tem 25.440 painéis e reduziu em 20% o gasto da empresa com energia. No ano, isso significa uma economia de R$ 5 milhões.

Hoje para instalar um sistema de cerca de 300 kWp (quilowatt-pico, quanto o painel gera quando o sol está mais forte), uma empresa vai gastar cerca de R$ 1,1 milhão, segundo o Portal Solar – site que inclui a cadeia de geração solar. Mas, em grandes companhias, esse valor é proporcionalmente maior.

Na Usina Capim Branco, de 5 MWp, construída pela CPFL Soluções para atender à Algar Telecom, o investimento foi de R$ 21,7 milhões. A unidade representa 18% do seu consumo total, com economia de 10% na conta. No grupo, as primeiras iniciativas com energia solar começaram em 2013, com a instalação de 28 painéis na sede em Uberlândia (MG).



De lá para cá, a companhia não só investiu na usina como também comprou uma startup de energia fotovoltaica. “Temos planos de aumentar a participação da energia solar na empresa. A temática da sustentabilidade é muito importante”, diz o diretor da Algar Telecom, Luis Lima.

Revés

A onda de investimentos, no entanto, pode sofrer um retrocesso, avalia a Absolar. Isso porque a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu rever as regras de microgeração solar. Em meados do mês passado, a agência colocou em consulta pública uma proposta pela qual o dono de um sistema fotovoltaico passaria a pagar encargos e custo da rede de distribuição, o que não ocorre hoje.

Para a Absolar, a proposta poderá reduzir em mais de 60% a economia de quem investe em geração. O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, discorda. Para ele, as medidas tentam equilibrar a expansão de forma a não onerar os demais consumidores da rede.

Fonte vai abastecer escritório de Furnas

A estatal Furnas, uma das maiores geradoras hidrelétricas do País, está construindo três unidades fotovoltaicas na área da Hidrelétrica Anta (RJ/MG). Com capacidade de 3 MW, as unidades vão abastecer 40% do consumo do escritório central da empresa.

Residencial responde por mais de dois terços das instalações no País

Responsáveis por 75% dos sistemas instalados no Brasil, os consumidores residenciais ganharam independência com a energia solar. Além do apelo ambiental, muitos investiram na fonte de energia como uma forma de reduzir a escalada da conta de luz, que nos últimos anos não deu trégua para o consumidor brasileiro.

Hoje, para instalar um sistema solar numa residência média, com quatro pessoas, o consumidor vai gastar cerca de R$ 20 mil.

Ainda não é um custo que esteja ao alcance da maioria dos brasileiros, mas os prognósticos para o futuro são positivos uma vez que a tecnologia tem barateado os equipamentos. Na verdade, já houve uma redução dos preços, mas anulada em parte pela alta do dólar.

Para o aposentado Abel Tavares, a instalação de um sistema solar em sua casa sempre fez parte de um sonho. Na primeira oportunidade que teve, não titubeou e contratou uma empresa para fazer sua “miniusina” solar. Comprou 12 placas e as instalou no telhado de casa, no Planalto Paulista, em São Paulo. Investiu R$ 30 mil e há um ano consegue gerar um terço do que consome.

Mas ele tem planos de comprar mais 18 placas e aumentar essa geração. “Minha ideia é zerar a conta.” O investimento, no entanto, vai depender das mudanças que a Aneel pretende fazer nas regras para microgeração de energia solar. “Se for incluir todos os encargos, pode ser que o retorno do investimento demore muito e o projeto fique inviável”, diz Tavares.

O médico Luís Salvoni corre para ter a homologação de sua conexão antes das mudanças regulatórias. O sistema de geração solar foi um dos requisitos na construção de sua nova casa em Santana de Parnaíba, a 41 quilômetros de São Paulo. Os 15 painéis instalados no telhado da residência deverão abastecer quase 100% do consumo da casa, quando a distribuidora fizer a conexão do sistema.

A opção pela energia solar teve motivos financeiros e ambientais. “É uma energia mais limpa, mas também evita as variações das bandeiras tarifárias, que encarecem a conta.” O investimento total do sistema foi de R$ 40 mil, que deve se pagar em cerca de cinco anos; a expectativa é que as placas produzam 600 kW por mês. Em toda a residência, priorizou a aparelhagem elétrica – do forno ao aquecimento do chuveiro.

Potencial

Para o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, o apelo da sustentabilidade, aliado à redução da conta de luz, tem potencial para turbinar a capacidade instalada no Brasil em pouco tempo. Hoje, o País está distante dos maiores geradores solares do mundo. Mas, em 2018, ficou próximo dos dez maiores investidores em solar, com 1,2 mil MW instalado – a Holanda, 10.º maior investidor em 2018, instalou 1,3 mil MW. O maior produtor é a China, com 176,1 mil MW – mais que toda a potência instalada no País, em todas as fontes de energia.

Leia mais em: https://istoe.com.br/a-revolucao-da-energia-que-vem-do-sol/

EPE: consumo sobe 0,6% em setembro

O consumo de eletricidade subiu 0,6% no mês de setembro. Dados da Resenha Mensal publicada pela Empresa de Pesquisa Energética referentes ao mês de setembro mostram que no Brasil o consumo chegou a 39.183 GWh. O maior aumento de consumo ficou no subsistema Norte, com crescimento de 8,1% e o menor no Sudeste/Centro-Oeste, que subiu 0,1%. O Sul teve aumento de 0,5% no consumo, enquanto a região Nordeste foi a única a apresentar recuo, com queda de 1,2%.

Por segmento, a classe industrial teve uma redução de 2,2% no consumo. De acordo com a EPE, o ramo metalúrgico cresceu 1,2% no mês impulsionado pela região Norte, subindo 44,3%, No Nordeste, que teve queda de 1,8%, a siderurgia e as ferroligas na Bahia puxaram o resultado negativo do segmento na região em setembro, apesar do avanço de 24,7% da metalurgia no Maranhão. O setor alimentício, segundo maior demandante industrial de eletricidade, avançou 1% em setembro, puxado pelo abate e frigorificação de aves, reses e outros pequenos animais e da fabricação de preparados de carne, banha e produtos de salsicharia em Santa Catarina, que aumentou 8,3%. No Centro-Oeste, que teve aumento de 4,2%, o destaque ficou com o abate e frigorificação de bovinos e a produção de condimentos e óleos vegetais no Mato Grosso e no Mato Grosso do Sul.

Nas quedas, a maior queda ficou com o ramo químico, que caiu 15,5% no mês, sendo a sétima consecutiva e a maior entre os segmentos industriais. Indústrias paralisadas no Sergipe e Alagoas puxaram a queda nessa classe, assim como os recuos na fabricação de petroquímicos básicos e produtos orgânicos na Bahia. O consumo industrial apresentou recuo de 2,8% frente ao mesmo período do ano passado. É o quarto trimestre sucessivo de queda e o terceiro no ano.

O consumo residencial de setembro ficou em 11.365 GWh, subindo 2,1% na comparação com o mesmo período do ano passado. Houve crescimento expressivo de 6,3% da classe no Norte e de 13,4% no Centro-Oeste. No Nordeste o aumento de 2,6% ficou abaixo da média de 3,7%, mostrando leve desaceleração. O Sul teve aumento de 0,2%, mas as quedas de 5,1% no Rio Grande do Sul e de 0,4% em Santa Catarina praticamente anularam ao impacto da alta de 6,5% no Paraná. No Sudeste a retração ficou em 0,2%. São Paulo recou 2,2%. No terceiro trimestre, o consumo residencial cresceu 1,7% em relação ao mesmo período de 2018, conseguindo, desempenho melhor que no trimestre anterior em todas as regiões do Brasil.

Os 7.251 GWh registrados na classe comercial significaram aumento de 3,1% em relação a setembro de 2018.  A Pesquisa Mensal de Comércio do IBGE mostra aumento de 1,3% no comércio varejista em agosto, mas a variação no volume de
serviços apresentou taxa negativa de 0,7%. No Norte, houve a maior alta no segmento, com crescimento de 8%. No Acre, o aumento chegou a 23% e em Rondônia, de 15,4%. O aumento das vendas no mercado varejista e temperaturas altas em grande parte dos estados, podem ter auxiliado para o aumento do consumo na região. O Centro-Oeste teve a segunda maior taxa de aumento, com 6,8%, puxado pelo Mato Grosso e Mato Grosso do Sul, com aumentos de 12,2% e 12,4%, respectivamente. No Nordeste, o aumento ficou em 5,8%, com a subida de 24,6% no Ceará em evidência.

As regiões Sudeste e Sul registraram baixos crescimentos na classe comercial. Ambas aumentaram em 1,6% o consumo. Todos os estados tiveram, variação positiva. No Espírito Santo, o aumento ficou em 5,3% em São Paulo, de 0,8%. Já no Sul, Paraná e Santa Catarina foram responsáveis pelo índice positivo, já que o Rio Grande do Sul registrou recuo de 2,9%. No trimestre, o consumo comercial aumentou 1,6% na comparação com o ano passado.

Leia mais em: