BNDES lança preço suporte para financiar projetos no mercado livre

O Banco de Desenvolvimento Econômico e Social passará a adotar uma nova metodologia de financiamento de projetos para o mercado livre. Chamado de preço suporte entra em vigor para a expansão e atender a necessidade de modernização do setor e impulsionar os investimentos. Essa nova metodologia chega como um aprimoramento do PLD Suporte, lançado em 2018 e que também passou por uma alteração para atendimento a empreendimentos que apostam apenas no mercado de curto prazo.

Apesar de estarem disponíveis ao mercado a estimativa do banco de fomento é de que a nova metodologia concentre praticamente 100% dos pedidos de financiamento para o mercado livre. A superintendente da área de energia da instituição financeira, Carla Primavera, revelou as novidades durante o 8º Encontro de Negócios da ABEEólica, que é realizado nesta quarta-feira, 30 de outubro, em São Paulo.

De acordo com ela, a nova modalidade terá diferentes patamares de preços com marcos para a sua mudança. Essas alterações ocorrerão a partir do 6º ano do contrato de financiamento e no 11º ano. De acordo com os cálculos do banco, os valores da energia começam em R$ 130/MWh a partir do início do suprimento e recuam R$ 10/MWh ao alcançar os marcos apontados, mas são reajustados pelo IPCA.

Além disso, serão duas metodologias de alavancagem, o SAC puro e o IPCA capitalizado. No primeiro, a ideia é de ter a rolagem para pelo menos 75% da capacidade de geração na partida e de 50% a partir do 10º ano de amortização. No segundo, a rolagem deve ser para, pelo menos, 75% da capacidade para todo o período de amortização. Entre as condições acessórias há uma conta reserva de 6 meses, e ainda, o compromisso de comercialização com rolagem de PPAs.

O preço suporte foi introduzido para a energia que não foi comercializada pelo investidor. Ela exemplificou que um projeto pode ter negociado energia por R$ 140/MWh por um período de quatro anos, entre o final desses acordos até o final do quinto ano o BNDES considera o valor de R$ 130/MWh que é o preço suporte.

“Realizamos o aprofundamento de nossos estudos do PLD Suporte e pegando como base o valor de comercialização da energia no mercado livre. Demos um passo a mais para que o banco divulgue novos preços, isso não é sinalização de preço de longo prazo, é sim o valor que o credor está disposto a correr, é um preço suporte de longo prazo para viabilizar os investimentos que os parques geradores tenham a financiabilidade”, afirmou ela.

Por sua vez, o PLD suporte continua a R$ 90/MWh com índice de serviço de cobertura da dívida de 1,3 vezes, com alavancagem na metodologia SAC puro e sem cesta de mitigantes a ser apresentada ao financiador. “Se alguém quiser investir e ficar exposto apostando no mercado de curto prazo ou não oferecer compromisso ao securitizador, estamos dispostos a financiar com os R$ 90/MWh com projeto descontratado e sem compromisso de comercialização”, destacou a executiva em sua apresentação.

Outra novidade nesse sentido é a retirada do critério de solvabilidade, ou seja, para estabelecer a alavancagem do projeto era aplicado o valor do PLD mínimo na análise dos projetos que constava da metodologia de cálculo. A ideia com esse critério era verificar a capacidade de pagar a dívida usando apenas o piso do preço de curto prazo. Esse método é mais destinado àqueles empreendedores que estão dispostos a ficar o todo o período do financiamento exposto ao mercado de curto prazo.

A executiva do BNDES explicou que isso limitava a alavancagem dos projetos e sua viabilidade. Por ser um valor na casa de cerca de R$ 40/MWh isso reduzia a capacidade de financiamento. Com a mudança é possível de se tirar essa barreira e viabilizar mais investimentos e projetos. Contudo, reforçou que acredita em uma reduzida ou quase nula busca por esta modalidade de financiamento para o ACL.

Desde que foi criado o PLD Suporte, o banco conseguiu viabilizar uma carteira que possui 13 projetos e soma 2,7 GW de potência instalada, desses, 818 MW em eólicas. A perspectiva é de que o preço suporte seja responsável pelo funding de projetos que estão nessa carteira e para aqueles novos que foram viabilizados no leilão A-6, bem como outros que estão no mercado livre e que ainda não fecharam contratos de financiamento.

Um balanço do BNDES aponta que de 2000 até o final do primeiro semestre de 2019, o banco financiou um total de 856 projetos que representou R$ 314,3 bilhões financiados que representaram e R$ 504,1 bilhões em investimentos. Em geração de energia está o valor mais elevado nesse total com R$ 139,8 bilhões de financiamentos e R$ 236,5 bilhões de investimentos.

Com isso, destacou Carla, o BNDES acaba sendo a maior instituição de financiamento de fontes renováveis do mundo, e isso, atuando em território nacional, com montantes equivalentes a US$ 30 bilhões ante os US$ 26,5 bilhões do segundo colocado, o Santander, de atuação global.

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Cotas da CDE crescem 27% e devem chegar a R$ 20,6 bi em 2020

O orçamento previsto para a Conta de Desenvolvimento Energético em 2020 será 11% maior que o de 2019 e vai atingir R$ 22,453 bilhões, contra R$ 20,208 bilhões desse ano. A conta a ser paga pelos consumidores também vai aumentar 27% e passar de R$ 16,238 bilhões para R$ 20,645 bilhões, com impacto tarifário médio de 2,42% para todos os consumidores do Sistema Interligado. Nas regiões Norte e Nordeste, esse impacto será menor, de 1,53%, e no Sudeste, Sul e Centro-Oeste maior, de 2,81%.

Os valores das cotas da CDE serão pagos por meio de encargo nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão (Tust) e de distribuição (Tusd) de energia elétrica. Consumidores em baixa tensão terão um impacto médio de 0,88% no Norte e no Nordeste e de 2,06% nas demais regiões. Para consumidores de maior porte, que usam mais a rede, o impacto também será maior: de 2,60% (N/NE) e de 3,60% (S/SE/CO) na alta tensão e de 1,12% (N/NE) e 2,76% (S/SE/CO) na média tensão.

Mesmo com a redução de 1% em relação a 2019, os descontos tarifários concedidos na distribuição são o item que mais pesará no bolso do consumidor, com R$ 8,417 bilhões. Entre os beneficiários desses subsídios os campeões de despesas são os consumidores do ambiente livre que compram energia de fonte incentivada (R$ 3,215 bilhões, 28% do total) e os consumidores rurais (R$ 2,828 bilhões, 25% do total).

O orçamento da CDE tem previsão de crescimento em outras despesas, como a Conta de Consumo de Combustíveis, que vem em segundo lugar em teremos de gasto, com R$ 7,586 bilhões e aumento de 20%; a tarifa social de baixa renda, com R$ 2,618 bilhões (10% maior em relação a 2019) e o Programa Luz para Todos, com R$ 1,142 bilhão (6% a mais). Os subsídios concedidos a cooperativas de distribuição para compensar a baixa densidade de carga dos mercados atendidos aumentaram 14% e podem chegar a R$ 339 milhões no ano que vem.

Fonte: Aneel

Existem ainda despesas da CDE com carvão mineral nacional (R$ 645 milhões, com queda de 7%); descontos tarifários na transmissão (R$ 855 milhões, queda de 6%); restos a pagar desse ano (R$ 327 milhões) e formação de uma reserva técnica do fundo (R$ 500 milhões). Outros R$ 25 milhões irão para a cobertura dos custos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica com a gestão da CDE.

O valor previsto pela Aneel para a conta setorial ainda pode ser reduzido em R$ 4,4 bilhões, caso o Tribunal de Contas da Uniao confirme a determinação para que a agência retire da CDE todos os subsídios que não estejam relacionados a políticas públicas do setor elétrico.

O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, lembrou que o assunto, que foi retirado de pauta pelo TCU, impacta diretamente a consulta pública que a agência vai abrir nesta quarta-feira, 30 de outubro. “A gente espera que isso seja decidido durante o processo da consulta pública. Até porque já foi pautado umas duas ou três vezes, retirado de pauta, e já tem maturidade suficiente para ser decidido até dezembro”, explicou Pepitone. O que tribunal vai julgar são embargos nos quais a agência pede esclarecimentos sobre a decisão da corte.

Pepitone admitiu em conversa com jornalistas que o orçamento de 2020 poderia ser ainda maior se não estivesse em vigor a retirada de 20% ao ano dos subsídios concedidos a consumidores rurais e a empresas de saneamento. Essa retirada começou em 2019 e, considerando que em 2020 serão eliminados mais 20% em descontos tarifários, o valor será reduzido em mais de R$ 1 bilhão.

Sobre o peso da energia incentivada nos custos da CDE, o diretor lembrou que “é um valor muito alto para tecnologias que já estão maduras e não têm necessidade mais desse desconto.” Ele acrescentou que o incentivo vai custar ao consumidor R$ 3,5 bilhões no ano que vem, considerando a parte que beneficia o consumidor do ambiente livre e o próprio gerador.

A Aneel vai receber contribuições dos interessados até 29 de novembro pelo e-mail cp020@aneel.gov.br, ou por correspondência para o endereço da Agência  – SGAN, Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo Geral, CEP: 70830-110), em Brasília-DF.

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Brasil teve o 7º pior ciclo hidrológico em 2019

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) informou nesta segunda-feira, 28 de outubro, que o Brasil teve o sétimo pior ciclo hidrológico da história em 2019, confirmando que o país ainda atravessa um período de chuvas fora da normalidade. O ciclo considera o período iniciado em novembro de 2018 e término em outubro de 2019. Para fins de comparação, o ciclo anterior (2017/2018) foi classificado como 11° pior da história.

A baixa hidrologia impacta os custos de operação do sistema e o consumidor de energia elétrica. Com menos chuvas, as hidrelétricas produzem menos, exigindo que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) utilize as térmicas para atender a carga, o que provoca o acionamento das bandeiras tarifárias.

Nos gráficos a seguir é possível ver como foi o comportamento das chuvas ao longo dos últimos 12 meses. No início do período úmido, em novembro de 2018, nota-se um bom volume de chuvas, caracterizado pelas cores em tons de azul. A partir de dezembro de 2018, o país passou a enfrentar um bloquei atmosférico, modificando completamente o cenário hidrológico positivo esperado para 2019.

Esse comportamento provocou a elevação no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e algumas comercializadoras tiveram dificuldade para horar com os seus compromissos contratuais. As chuvas voltaram em abril, mas desapareceu novamente a partir de julho de 2019.

As Energias Naturais Afluentes (ENAs) verificas em outubro 2019 ficaram assim: 57% (SE/CO); 36% (Sul); 29% (NE) e 74% (Norte). Para novembro, são esperadas ENAs de: 65% (SE/CO); 52% (Sul); 23% (NE) e 83% (Norte).

Durante o mês de outubro, ocorreu a redução no armazenamento de energia em todos os submercados: SE/CO: 23,5% (-7,6%), Sul: 39,6% (-2,0%), NE: 39,6% (-4,3%) e N: 32% (-16,7%).

Em 2019, a expectativa para o ajuste do Mecanismos de Realocação de Energia (MRE) está em 81,4%, com ajuste verificado de 58,8% em outubro e projeção de 68,4% para novembro.

A previsão para o PLD médio anual do Sudeste/Centro-Oeste subiu de R$ 219,50/MWh para R$ 229,85/MWh. Considerando os dados atuais, a CCEE estima que o impacto previsto do GSF será de R$ 20 bilhões para 2019, com o mercado regulado suportando R$ 14 bilhões e o livre, R$ 6 bilhões.

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ONS: período úmido inicia com vazões abaixo da média

As previsões iniciais para o primeiro mês do período úmido 2019/2020 começam em um nível abaixo da média para todo o país. O nível mais elevado de energia natural afluente estimada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico está no Norte com 83% da média de longo termo. A menor voltou a ficar no o submercado Nordeste, cuja expectativa é de apenas 23% da MLT. Se essa projeção se confirmar, representará o 2o pior mês de novembro do histórico par ao período. No Sudeste/Centro Oeste é esperado um índice de 65% da MLT e no Sul de 52% da média.
Já a projeção para a carga aponta para um crescimento de 1,6% ao final de novembro, ou 68.768 MW médios. Esse crescimento deve-se à perspectiva de crescimento no maior submercado do país, o SE/CO que é previsto em 2,3%. No Sul a expansão esperada é de 1,3% e no Norte de 3,9%. No NE está a única queda, com 1,5% menor do que registrado no mesmo mês do ano passado.
Já como esperado, o nível dos reservatórios continuam a recuar. O pior cenário está no SE/CO onde a estimativa é de encerrar o mês com 18,1% de utilização da capacidade de armazenamento ante um volume inicial de 23,9%. No Norte a projeção é de recuar de 31,9% para 21,1%. Já no Sul a estimativa é de deplecionamento de 40,6% para 25,2% e no NE está a situação proporcional menos pressionada passando de 40,1% para 32,8%.
Como consequência desse cenário o CMO médio para a primeira semana operativa de novembro aumentou para R$ 309,28/MWh, reflexo das cargas pesada e média em R$ 313,70/MWh e a leve em R$ 304,28/MWh. Esses valores estão equacionados para todo o país.
A programação de despacho térmico aumentou em decorrência da elevação do CMO. Para esta semana que se inicia no próximo sábado, 26 de outubro, estão previstos 11.230 MW médios. A maior parte, ou 6.066 MW médios, estão dentro da ordem de mérito. Há ainda mais 5.150 MW médios por inflexibilidade, e ainda, 14 MW médios por restrição elétrica.


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Paróquia da Lagoa instala sistema híbrido de geração de energia eólica e solar

A Paróquia de São José da Lagoa inaugurou, nesta quinta-feira, um sistema híbrido de geração energia eólica e solar. Os painéis solares que formam uma cruz no teto da igreja agora ganharam a companhia de uma turbina que pode gerar até 4,5 kw/h. Todo o sistema será capaz de reduzir em até 50% o consumo de energia elétrica da paróquia.

A projeção é que todo o custo dos equipamentos possa ser diluído na economia das contas de luz em cerca de cinco anos. Além de diminuir o gasto da igreja, a ideia é usar o espaço como uma vitrine do sistema para ser replicados em todo o Rio de Janeiro.

— A igreja é um local onde existem muitas atividades e um bom local para montar uma vitrine com boas mensagens. Só na paróquia a previsão é de economizar até R$ 25 mil por ano — contou Alexandre Pinhel, engenheiro da Maelstrom Alexandre Pinhel e idealizador do projeto.

A igreja do tripé sustentável
A iniciativa da geração de energia elétrica da Paróquia de São José da Lagoa é só um dos muitos projetos desenvolvidos pelo padre Omar no local que visa atender os 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) idealizado pela Organização das Nações Unidas (ONU). A igreja foi a primeira do país a ser abastecida por energia solar.

Para o pároco, sustentabilidade ultrapassa a questão ambiental. Ele explica que é preciso englobar um tripé: a realidade econômica, o desenvolvimento social e o meio ambiente:

— Sem essas três pontas amarradas não é possível ter um desenvolvimento sustentável. Queremos criar a atmosfera de bons exemplos para que outras instituições se inspirem e invistam na busca de soluções— contou padre Omar.

Entre as outras iniciativas da paróquia para tentar englobar o "tripé-sustentável" está o desenvolvimento de uma "bicicleta regadora", a montagem da árvore de natal exclusivamente com material reciclável, cursos de qualificação de mão de obra e até o uso de um barco movido a energia solar.

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Nordeste propõe taxa sobre energia do sol e do vento

Senadores da Região Nordeste querem aproveitar a discussão da reforma tributária no Congresso para buscar mais receitas para seus Estados, que são grandes produtores de energia renovável e enfrentam dificuldades de caixa. O senador Marcelo Castro (MDB-PI) sugere a criação de royalties sobre energia solar e eólica na forma de uma emenda à proposta de simplificação dos impostos.

O texto é simples: inclui, na Constituição, como “bens da União”, os “potenciais de energia eólica e solar” e permite a possibilidade de cobrança de participação ou compensação financeira, em articulação com os Estados, na exploração desses recursos. A definição da alíquota dos royalties seria feita por meio de lei, que exige maioria simples na Câmara e no Senado, bem como os critérios de divisão desses recursos entre União, Estados e municípios.

Para o senador, não há diferença entre essa proposta e os royalties cobrados sobre petróleo, minérios e cursos de água com potencial de geração de energia – o que diverge, segundo ele, é o fato de que a energia solar e a eólica ainda não eram viáveis em 1988, quando a Constituição foi feita. “O vento não é propriamente uma jazida, mas tem em alguns lugares e em outros não. A minha emenda tenta fazer com que os Estados com potencial de vento e sol tenham algum benefício, já que hoje eles não têm nenhum”, disse.

O secretário estadual de Fazenda de Pernambuco, Décio Padilha, disse que algum tipo de compensação – seja royalty ou imposto – aos Estados produtores é necessária, em razão das dificuldades financeiras que os governos vivem, pela transição rápida em direção a uma matriz limpa e pela desoneração de bens de capital usados na produção de energia, como baterias e turbinas de eólicas.

Controversa

A cobrança de royalties sobre sol e vento é controversa. A taxa tem como origem uma solução econômica para resolver conflitos de direito de propriedade. No Brasil, a Constituição definiu que a posse de petróleo, gás natural, minérios e da água utilizada para geração de energia é da União – e o pagamento de royalties seria uma compensação pela cessão desse direito de propriedade a terceiros.


No caso de petróleo, gás e minérios, tratam-se de recursos finitos, e o fim da exploração tende a inviabilizar a economia das regiões atingidas. Para hidrelétricas, quase sempre há impactos irreversíveis nas áreas alagadas e que inviabilizam outras atividades – nesse caso, a cobrança se dá sobre a geração de energia, e não sobre a água em si. Em todos os casos, o royalty funciona como uma compensação às localidades atingidas.

Para especialistas, não há como comparar essas situações com a geração de energia solar e eólica. Vento e sol são recursos infinitos e sua exploração não inviabiliza outras atividades econômicas. Além disso, não há conflito de propriedade, pois outras pessoas podem utilizar, ao mesmo tempo, os recursos para outras finalidades – entre elas aquecer água para chuveiros e mover moinhos de trigo, por exemplo.

A presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Élbia Gannouom, considera o conceito de royalty sobre vento inadequado. “O mesmo vento que gera energia bagunça os meus cabelos. Vamos ter de pagar pela brisa? Se o sol e o vento pertencem a alguém é a Deus, disse. “Quem vai pagar essa conta é o consumidor. Estarão taxando energia limpa no Brasil, enquanto o resto do mundo incentiva essa produção.”

Para o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, não há fundamento jurídico nem técnico para esse tipo de taxa sobre a energia solar. “O sol é um recurso renovável, disponível e de uso democrático”, afirma. “O sol é também um recurso imprescindível para agricultura e traz competitividade para a produção nacional. Vão taxar o agronegócio?”, questionou.

Uma proposta alternativa para contribuir com os Estados produtores é a do senador Jean-Paul Prates (PT-RN). Ele defende uma redistribuição dos recursos arrecadados com ICMS sobre energia, hoje concentrados no destino, para a origem. Essa proposta, segundo ele, reequilibraria a arrecadação entre os Estados e beneficiaria o Nordeste.


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S&P atribui rating à 1ª emissão de debêntures da Eletronorte e Furnas

A agência de classificação de risco S&P Global atribuiu o rating de crédito ‘brAAA’ às propostas de primeira emissão de debêntures da Eletronorte e de Furnas, no montante de R$ 1,5 bilhão por empresa, que contam com a garantia da Eletrobras. O pagamento deverá ser feito em duas séries, com vencimento final em novembro de 2029.

De acordo com a avaliação, os recursos captados serão destinados principalmente para o refinanciamento de dívidas existentes, reforço de caixa e investimentos comprometidos, motivo pelo qual a S&P não espera impacto material nas métricas de crédito da Eletrobras.

Na análise, o rating atribuído se encontra no mesmo nível que o de crédito na Escala Nacional Brasil de sua garantidora, refletindo o estreito vínculo que esta mantém com o governo federal e o fato de que, de acordo com a legislação brasileira, as entidades vinculadas ao governo não estão sujeitas à recuperação judicial.


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Solar deve liderar expansão renovável no mundo, aponta AIE

A instalação de sistemas solares fotovoltaicos em residências, prédios comerciais e instalações industriais deve decolar nos próximos cinco anos. Essa é a previsão da Agência Internacional de Energia (AIE), em relatório publicado na última segunda-feira, 21 de outubro. Na publicação, a agência prevê que a capacidade total de energia renovável do mundo crescerá 50% entre 2019 e 2024. Se confirmado, esse montante representará um aumento de 1.200 gigawatts de potência, equivalente à atual capacidade total dos Estados Unidos.

Esse crescimento, apontou a AIE, é impulsionado por reduções de custos e esforços conjuntos de políticas governamentais. A energia solar fotovoltaica representa 60% do aumento. A parcela de energias renováveis ​​na geração global de energia deverá aumentar de 26% hoje para 30% em 2024. Com esse incremento da geração distribuída, a agência acredita na transformando a maneira como a eletricidade é gerada e consumida, de acordo com a última previsão do mercado de energia renovável da Agência Internacional de Energia.

De acordo com a AIE, o crescimento esperado ocorre após as adições de capacidade renovável terem parado no ano passado pela primeira vez em quase duas décadas. Apesar disso, a expansão ainda permanece abaixo do necessário para cumprir as metas globais de energia renovável, alertou. “As energias renováveis ​​já são a segunda maior fonte de eletricidade do mundo, mas sua implantação ainda precisa acelerar, se queremos alcançar metas de longo prazo para o clima, a qualidade do ar e o acesso à energia”, disse em comunicado o diretor executivo da entidade, Fatih Birol.

O relatório destaca os três principais desafios que precisam ser superados para acelerar a implantação de fontes renováveis: incerteza política e regulatória, altos riscos de investimento e integração de sistemas de energia eólica e solar fotovoltaica.

Segundo o relatório, a geração distribuída deverá representa quase metade do crescimento no mercado global de energia da fonte solar até 2024. Aplicações comerciais e industriais dominam o crescimento fonte, representando três quartos das novas instalações nos próximos cinco anos. A agência explica que isso ocorre porque economias de escala combinadas com um melhor alinhamento da oferta fotovoltaica e da demanda de eletricidade permitem mais autoconsumo e maiores economias nas contas de eletricidade nestes dois setores.

O número de sistemas solares no telhado de residências deve dobrar para cerca de 100 milhões de sistemas até 2024, com os principais mercados sendo a Austrália, Bélgica, Califórnia, Holanda e Áustria. O grande incentivo são os custos declinantes. Esse valor já está abaixo dos preços de eletricidade no varejo na maioria dos países e há potencial de retração adicional de 15% a 35% até 2024, tornando a tecnologia mais atraente e estimulando a adoção em todo o mundo, estima a entidade.

O relatório alerta que importantes reformas de políticas e tarifas são necessárias para garantir que o crescimento da geração distribuída seja sustentável. O crescimento não gerenciado pode atrapalhar os mercados de eletricidade, aumentando os custos do sistema, desafiando a integração da rede de fontes renováveis ​​e reduzindo as receitas dos operadores de rede. Na avaliação da AIE, ao reformar as tarifas de varejo e adaptar as políticas, as empresas de serviços públicos e os governos podem atrair investimentos em GD, assegurando receitas suficientes para pagar pelos ativos fixos da rede e garantindo que a carga de custos seja alocada de maneira justa entre todos os consumidores. Para o diretor da AIE, o desenvolvimento precisa ser bem gerenciado para equilibrar os diferentes interesses dos proprietários de sistemas, outros consumidores e empresas de energia e distribuição.

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Leilão de Energia A-6 contrata 1.155 MWmédios de 91 usinas

O Leilão de Energia A-6/2019 terminou nesta sexta-feira, 18 de outubro, com a contratação de 1.155 MWmédios ao preço médio de R$ 176,09/MWh, movimentando pouco mais de R$ 44 bilhões. Foram viabilizados 91 empreendimentos de fontes hidrelétricas, solar, eólica e térmica, adicionando 2.979 MW de nova capacidade instalada, com expectativa de investimento de R$ 11,1 bilhões. O deságio médio ficou em 33,73%.

As distribuidoras compradoras foram Boa Vista Energia, Ceal, Celpa, Celpe, Cemar, Cemig, Cepisa, Coelba e Light. As usinas vencedoras precisam iniciar a entrega de energia em 1º de janeiro de 2025. O certame foi realizado na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em São Paulo, e teve duração de 4 horas.

Venderam energia 11 usinas solares, 27 hidrelétricas, 44 eólicas e nove térmicas, sendo três a gás natural.  Os investimentos estimados serão de R$ 2,14 bilhões para as fotovoltaicas, R$ 1,7 bilhão para as hídricas, R$ 4,48 bilhões para as eólicas e R$ 2,8 bilhões para as térmicas. A maioria dos projetos está localizada nas regiões Nordeste, Sul e Sudeste. As hidrelétricas vencedoras são São Roque (141,9 MW) e Tibagi Montante (36 MW).

Para o Leilão A-6, foram habilitados 1.541 projetos pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), somando 71,3 GW de potência. A oferta real de projetos pode ter sido menor, pois a participação no certame dependia da apresentação de garantia financeira.

O governo dividiu o leilão em quatro produtos. As fontes hidrelétricas terão contrato de 30 anos, enquanto as eólicas e as solares terão de 20 anos. Usinas termelétricas a biomassa, a carvão mineral e a gás natural fecharão contratos por 25 anos.

O Ministério de Minas e Energia (MME) estabeleceu preços iniciais de R$ 285/MWh para as hidrelétricas, R$ 189/MWh para as eólicas, R$ 209/MWh para as de solar e R$ 292/MWh para as termelétricas.

Em agosto do ano passado, o Leilão A-6/2018 contratou 835 MWmédios ao preço médio de venda de R$ 140,87/MWh, representando um deságio 46,89% sobre os preços iniciais. Naquela oportunidade foram contratadas 62 usinas, adicionando 2.100 MW de capacidade instalada, com investimentos estimados R$ 7,68 bilhões.




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Governo realiza leilão nesta 6ª para contratar energia de novas usinas

O governo realiza nesta 6ª feira (18.out.2019) leilão para contratar energia de empreendimentos novos, que devem entrar em operação em 2025. Apesar das novas regras para energia renováveis, a expectativa é que haja disputa entre usinas eólicas e solares. Projetos de térmicas a gás também deve se destacar na rodada.

O certame será realizado às 10h, na sede da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), em São Paulo, por meio de sistema eletrônico. O ministro de Minas e Energia, almirante Bento Albuquerque, participará do evento.

De acordo com a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), 1.541 projetos se inscreveram para participar do leilão. Entre as fontes que cadastraram mais projetos estão as eólicas, com 760; as para geração de energia solar, com 685; PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas), com 37; e as termelétricas a gás natural, com 26.

Para Tiago Figueiró, sócio da área de Energia do Veirano Advogados, há muita expectativa sobre a demanda de energia que será contratada nesta 6ª. Também diz acreditar que haverá muita competição em projetos movidos a gás. Petroleiras devem estar presentes entre os compradores.

A Petrobras e a Equinor (Noruega), por exemplo, firmaram acordo para estudar projetos de geração térmica movidos pelo combustível em conjunto. As petroleiras buscam alternativas para o potencial de oferta de gás com a exploração no pré-sal nos próximos anos.

“Tem projetos inovadores nessa área. As empresas estão procurando novas formas para comprar gás natural, como os projetos de gás natural liquefeito que chegam por navios. Antes, só era possível entrar na disputa se tivesse 1 pré-contrato com a Petrobras”, destaca Fiigueiró.

O especialista afirma que a abertura do mercado de gás natural, como promete o governo federal, impulsionaria ainda mais a fonte. Para ele, térmicas movidas a gás podem ser uma opção para equilibrar a contratação de fontes intermitentes. Ou seja, que não geram energia durante todo o ano por falta de vento ou de sol. Hoje, o parque térmico brasileiro é, em grande parte, de usinas a diesel e óleo combustível.

NOVAS REGRAS PARA RENOVÁVEIS
O certame desta 6ª marca a mudança nas regras para a participação de usinas solares e eólicas –grande destaque das últimas rodadas. O edital estabeleceu que a quantidade de energia que será fornecida pelos empreendimentos será baseada na demanda das distribuidoras. Antes, seguia a potência de geração das usinas –o que varia ao longo dos meses.

Na prática, as regras aumentam o risco do negócio para os geradores, que terão de arcar com os custos da compra de energia para cumprir os contratos quando não produzir o suficiente. O modelo já é usado para hidrelétricas, por exemplo

Para Tiago Figueiró, a mudança foi uma tentativa de igualar as condições entre as fontes ofertadas. “Isso passou a ser visto como uma forma de subsídio que as renováveis têm em relação a outros geradores. O governo quer acabar com isso“, afirmou.

Apesar de esperar concorrência para as fontes, ele diz acreditar que alguns empreendimentos desistiram de participar do leilão pelas novas regras. A avaliação é de que não houve tempo suficiente para calcular o custo adicional que o gerador arcaria com a mudança. “É possível encontrar formas de mitigar esse risco, mas ficou muito em cima da hora. Era possível, por exemplo, fechar acordo com outras usinas para suprir a demanda quando a geração ficar abaixo”, explicou.

Leia mais em: poder360.com.br/economia/governo-realiza-leilao-nesta-6a-para-contratar-energia-de-novas-usinas/

Justiça aceita recuperação judicial da Renova Energia; nomeia KPMG como gestora

A elétrica Renova Energia teve deferido pela 2ª Vara de Falências e Recuperações Judiciais da Comarca do Estado de São Paulo seu pedido de recuperação judicial, que listou 3,1 bilhões de reais em dívidas, das quais quase 1 bilhão de reais junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

A Renova disse em fato relevante na noite de quarta-feira que a Justiça ainda nomeou a KPMG Corporate Finance, representada por Osana Mendonça, para atuar como administradora judicial, e determinou a suspensão de execuções contra empresas do grupo por 180 dias.

A companhia deverá prestar contas até o dia 30 de cada mês enquanto perdurar o processo de recuperação, sob pena de afastamento dos controladores e substituição dos administradores das empresas do grupo.

Ainda foi determinada a expedição de edital com prazo de 15 dias para apresentação de habilitações ou divergências de créditos no âmbito da recuperação judicial.

A Renova Energia opera pequenas hidrelétricas e tem um complexo eólico com obras paralisadas na Bahia, o parque Alto Sertão III, mas as subsidiárias que operam as usinas hídricas não entraram no pedido de recuperação. A empresa tem como controladores a estatal mineira Cemig e o fundo CG 1, dos fundadores da Renova, Ricardo Lopes Delneri e Renato do Amaral.

Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2019/10/17/justica-aceita-recuperacao-judicial-da-renova-energia-nomeia-kpmg-como-gestora.htm

Moody’s: eólica e solar vão suprir demanda de energia na AL nas próximas décadas

A geração de energia eólica e solar vão suprir boa parte da demanda por eletricidade nos países latino-americanos ao longo das próximas décadas, em lugar de combustíveis fósseis como o carvão e o óleo, que ainda têm participação relevante em alguns dos mercados do continente. A avaliação é da agência de risco Moody’s Investors Service, que divulgou nesta terça-feira (15) um relatório traçando os cenários de crescimento de oferta de energia para a América Latina, tendo como pano de fundo o contexto da transição energética para uma economia de baixo carbono, aliada a uma maior presença das fontes renováveis.

De acordo com o estudo, já são dezenove os países latino-americanos com metas de inserção de fontes energia renováveis estabelecidas, incluindo níveis de abrangências e cronogramas variados. Os relatório destaca os exemplos do Chile e do Brasil, que aumentaram fortemente as participações de eólica e solar em suas matrizes. Ao mesmo tempo em que viu a presença da fonte solar passar de 1% em 2007 para 7% em 2018, o Chile avançou ainda mais, este ano, ao chegar a um acordo com as empresas geradoras de energia para eliminar toda a geração de eletricidade baseada no carvão mineral até o ano de 2040.

O relatório destaca também o impacto positivo que a queda de preços tem para o crescimento das renováveis nos países da região. No Brasil, observa a agência, a competição por meio de leilões públicos de energia mantém a trajetória de queda dos preços de diversas fontes, especialmente no caso da eólica, cujo preço médio no leilão de comercialização de 2017 ficou cerca de 40% mais baixo que o do leilão de 2015. “Os custos de desenvolvimento de renováveis continuam caindo rapidamente conforme a tecnologia avança e a concorrência entre fornecedores aumenta”, avalia Bernardo Costa, vice-presidente da Moody’s.

Entre os principais mercados da América Latina, o Brasil apresenta as condições mais favoráveis em termos de presença de fontes de energia limpa na matriz. A produção de energia renovável no país alcança uma fatia de 82% do total, contra 60% no Peru, 17% no México, 15% no Chile e apenas 2% na Argentina. Em função da forte participação das renováveis, o país já chegou a 86% da meta de energia limpa, contra 60% da meta cumprida por parte do Peru e 35% pelo México. Chile e Argentina possuem apenas 20% das suas respectivas metas de inserção de energias limpas nas matrizes alcançadas, diz o relatório.

A Moody’s afirma que as empresas com maior presença em geração fóssil terão de investir mais pesadamente em fontes renováveis para permanecerem competitivas. “A geração baseada em carvão perderá relevância e se tornará anti econômica em alguns mercados, enquanto as geradoras deste tipo de energia terão menos opções de financiamento que as de energia renovável, à medida em que a percepção sobre mudanças climáticas muda e que a demanda por investimentos sustentáveis aumenta”, afirma a agência. A transição dos mercado de energia rumo às renováveis terá implicações variadas, de ordem comercial e geopolítica.

Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53115199/moodys-eolica-e-solar-vao-suprir-demanda-de-energia-na-al-nas-proximas-decadas

PLD médio sobe para R$ 273,52/MWh em todos os submercados

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para terceira semana de outubro (12 a 18 de outubro de 2019), o preço médio em todos os submercados foram fixados em R$ 273,52/MWh, com um aumento de 1% em relação ao valor anterior. A principal responsável pela elevação do valor do PLD foi a verificação e a estimativa de afluências abaixo da média de longo termo.

Para outubro de 2019, espera-se que as afluências fechem em torno de 50% da Média de Longo Termo – MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados. Na região Sudeste, a expectativa é de 61%; no Sul é de 34%; no Nordeste, 31% e, na região Norte, 69% da MLT.

Para a próxima semana, a carga prevista do SIN é em torno de 150 MWmédios mais baixa em relação à expectativa anterior, com redução somente no Nordeste (-150 MWmédios). Os demais se mantiveram sem alterações.

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.008 MWmédios acima do esperado, com os níveis estão mais altos no Sul (+515 MWmédios), no Nordeste (+259 MWmédios) e no Norte (+234 MWmédios). No submercado Sudeste não teve alteração.

O fator de ajuste do MRE para o mês de outubro de 2019 passou de 60,4% para 59,1%.

O ESS previsto para outubro está em R$ 400 mil, sendo em sua totalidade referente às restrições operativa. 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_650760&_afrLoop=1211213577294844&_adf.ctrl-state=wwiqgrtqu_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_650760%26_afrLoop%3D1211213577294844%26_adf.ctrl-state%3Dwwiqgrtqu_50

Estudo mostra que eólica pode suprir cerca de 34% da demanda global até 2040

A geração eólica pode suprir cerca de 34% da demanda global de energia elétrica até 2040, acima dos 4% atuais, além de reduzir em 5,6 bilhões de toneladas as emissões de CO² no mundo até 2050 – equivalente a 23% da meta esperada para o período e às emissões anuais das 80 cidades mais poluentes do planeta.

A conclusão é do relatório “Os Impactos Socioeconômicos da Energia Eólica no Contexto da Transição Energética”, produzido pela consultoria KPMG em parceria com a fabricante de equipamentos Siemens Gamesa. O trabalho elenca vantagens competitivas da eólica em relação às demais fontes, especialmente as fósseis.

De acordo com o trabalho, a perspectiva de redução nas emissões de gases causadores do efeito estufa por meio da ampliação da produção de energia por meio dos ventos representaria uma economia de US$ 386 bilhões em custos relacionados a catástrofes de mudanças climáticas, saúde e aumento da temperatura até 2050, valor esse equivalente ao PIB da Noruega.

Ao mesmo tempo, uma economia baseada em energias renováveis, como a eólica, aumentaria a riqueza para todos. O relatório estima que o PIB global aumentaria em aproximadamente US$ 20 trilhões até 2050, equivalente a cerca de US$ 2.500 por pessoa.

O estudo mapeia ainda os diversos benefícios que a eólica no campo da saúde a partir da redução das emissões de gases poluentes. A diminuição anual de custos relacionados a essa área chegaria a US$ 3,2 trilhões, salvando até quatro milhões de vidas por ano.

Considerando que a escassez de água afeta hoje 40% da população mundial, o relatório destaca também que o vento pode economizar 16 bilhões de m³ de água até 2030, o equivalente a cerca de 15% da água no Mar Morto. O relatório diz ainda que a indústria eólica poderá empregar cerca de 3 milhões de pessoas no mundo até a metade do século, três vezes mais do que hoje.

Para o CEO da Siemens Gamesa, Markus Tacke, o incentivo à transição energética depende do papel de reguladores, governos e empresas. “Todos estamos preocupados em usar o conhecimento e as ferramentas que temos neste momento para mitigar a mudança climática, porque há uma verdadeira urgência”, explicou, durante o lançamento do estudo.

“Ainda faltam incentivos financeiros e política claros. As barreiras para uma transição completa para a energia renovável estão não apenas nos custos tecnológicos, mas também nas estratégias de longo prazo e investimentos para fazer esses planos ambiciosos virarem realidade”, disse.




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Reservatórios do Norte fecham semana abaixo de 44%

Os reservatórios do Norte terminaram a semana com 43,8% do seu volume útil, após recuo de 0,4%, o maior do dia para o país, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a partir dos dados da operação da última quinta-feira, 10 de outubro. A energia contida admite 6.646 MW, enquanto a armazenável aparece com 65%. A usina de Tucuruí opera com 58,25% de seu volume útil.

A região Sul contou com redução de 0,3% na capacidade de armazenamento, que ficou em 40%. A energia afluente no mês permanece em 32% da MLT, enquanto a armazenada marca 8.222 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, a níveis de 25,70% e 41,90%. Já os níveis no submercado Nordeste diminuíram 0,2% e se encontram com 42,2% de sua vazão. A energia afluente se encontra em 30% e a armazenada afere 21.867 MW mês. A hidrelétrica de Sobradinho funciona a 34,47%.

No Sudeste/Centro-Oeste do país os reservatórios recuaram em 0,3%, caindo para 28,4% da capacidade. A energia armazenada indica 57.703 MW mês e a afluente segue em 58% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 24,74% e a usina de Nova Ponte com 30,45% de sua vazão.


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Statkraft compra 660 MW em projetos eólicos no Brasil

A norueguesa Statkraft Energias Renováveis comprou projetos eólicos que somam aproximadamente 660 MW, localizados nos municípios de Uibaí e Ibipeba, estado da Bahia. De acordo com o comunicado publicado pela empresa, a Statkraft adquiriu 100% das ações detidas pelo Salus – Fundo de Investimento em Participações Multiestratégia na Ventos de São Vitorino Energias Renováveis e Ventos de Santa Eugênia Energias Renováveis. O valor da operação não foi revelado.

” A transação está alinhada com a estratégia da Statkraft de ser detentora de portfólios flexíveis de geração renovável por meio do desenvolvimento dos seus próprios projetos, bem como via aquisições seletivas em mercados priorizados. No Brasil, a ambição é crescer de forma robusta para adquirir e otimizar ativos em operação, de forma a incrementar sua capacidade de geração de energia hidráulica, eólica e solar”, diz o comunicado.

A Statkraft e é uma empresa global em operações no mercado de energia. No Brasil o Grupo controla 18 ativos de geração de energia eólica e hidrelétrica, com um total de 450 MW de potência instalada.

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Cemig anuncia investimento de R$ 500 milhões em usinas de energia solar

A Cemig planeja investir cerca de R$ 500 milhões até 2020 na construção de usinas solares em Minas Gerais. Os empreendimentos farão parte de uma nova empresa de geração distribuída que ganhou o nome de Cemig S!M e cuja criação foi anunciada nesta terça-feira (8) em Belo Horizonte. A elétrica tem 49% do negócio e o grupo privado Mori Energia, 51%.

O anúncio do novo negócio ocorre às vésperas de o governo de Minas, principal acionista da Cemig, tornar público um plano de privatizações no Estado. A Cemig, de acordo com o que já foi antecipado, está na lista das companhias a serem vendidas. Cledorvino Belini, presidente da Cemig, disse a jornalistas, no início da tarde desta terça, que as novas usinas já nascem privatizadas.

A previsão é de que o investimento total da Cemig S!M chegue a R$ 1 bilhão. Desse total, a Cemig aporta os R$ 200 milhões neste ano e mais quase R$ 300 milhões em 2020. Os primeiros aportes estão sendo de caixa próprio, mas a direção da Cemig discute com bancos — públicos e privados — futuras linhas de crédito.

17 municípios
Ao todo serão 32 usinas solares; nove delas com entrega prevista para até o fim do ano. As demais, no próximo ano. Todas planejadas para a região norte e noroeste de Minas, espalhadas por 17 municípios.

Com uma estimativa de potência instalada de 150 MW cada uma, as usinas deverão gerar 300 Gigawatts/hora-ano. Os clientes numa primeira fase serão comerciais e industriais de baixa tensão.

Minas já tem outras empresas atuando com geração distribuída, um negócio que cresce em ritmo acelerado no Estado, muito em função da insolação intensa no norte do território. O governo estadual diz ter R$ 30 bilhões em carteira de investimentos previstos em energia solar.

Segundo Belini, ao investir em usinas solares e geração distribuída, a Cemig faz frente à concorrência. “Se não fizermos nada, a concorrência chega e leva. Mercado é isso. Você tem que estar presente e disputar mercado”, disse o presidente da Cemig.

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Solar: 10 maiores empresa somam 22 GW de capacidade, aponta consultoria

Os 10 maiores geradores solares do mundo possuem, somados, 22 GW de capacidade instalada, juntas, essas empresas adicionaram 2,5GW de nova capacidade apenas em 2018. Esses números constam do primeiro levantamento global sobre a fonte feito pela consultoria Wood Mackenzie. A pesquisa não considera os números da China.
Segundo o levantamento, a maior empresa é a NextEra, empresa que já consta do ranking Fortune 200 com 4,37 GW de capacidade. Em seguida aparece a Southern Company, listada na bolsa de valores de NY (NYSE) com 2,57 GW, ambas estão localizadas nos Estados Unidos e representam 71% do ranking elaborado pela consultoria.
Já na Ásia excluindo a China, a terceira colocada é a indiana ACME Group com 2,3 GW, seguida da sua conterrânea Adani com 1,94 GW. Na quarta posição vem a primeira europeia, a Enel Green Power que acumula 2,21 GW.
De acordo com a analista solar da consultoria, Rishab Shrestha, o mercado global ainda continua altamente fragmentado. Isso pode ser referendado ao verificar que o top 10 mundial representa apenas 6,9% do potencial instalado do mundo. Essa característica continuará como uma barreira de entrada. Os produtores independentes dominam o ranking com 68% da lista de empresas nessa lista. E ainda lembrou que globalmente, 21,8 GW em capacidade solar foram negociados entre empresas.
Na avaliação do analista sênior Tom Heggarty, em mercados solares mais desenvolvidos, modelos de negócios mais arriscados, com investidores com maior exposição ao mercado comercial, começarão a representar uma parcela maior de instalações. Isso pode começar a alterar o cenário de propriedade de ativos, pois esses podem ser menos atraentes para investidores institucionais avessos ao risco. Além disso, a perspectiva é de poder ver um papel maior nas grandes concessionárias, que se sentirão mais à vontade com a exposição a riscos de preços de energia no atacado.

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Preço da energia sobe 14% no mercado à vista

O preço médio da energia no mercado à vista aumentou 14% para a próxima semana (5 a 11 de outubro de 2019), informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) na noite desta sexta-feira (4). O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) foi fixado em R$ 270,84/MWh para todos os submercados. Justifica a alta a frustração da expectativa de afluências.

A expectativa de afluências está em 52% da média história para outubro no Sistema Interligado Nacional (SIN), situando-se abaixo da média para todos os submercados. Na região Sudeste, a expectativa é de 63%; no Sul, 37%; no Nordeste, 33% e, na região Norte, 59%.

Para a próxima semana, a carga de energia prevista do SIN está 1.513 MW médios mais baixa do que na previsão anterior, com diminuição no submercados Sudeste/Centro-Oeste (- 1.220 MWmédios) e  Nordeste (- 293 MWmédios).

Segundo a CCEE, os reservatórios hidrelétricos do SIN estão 191 MW médios mais cheios do que o esperado, com níveis maiores para os submercados Sul (+288 MWmédios) e o Norte (+155 MWmédios). Por outro lado, os níveis reduziram no Sudeste (-205 MWmédios) e no Norte (-47 MWmédios).

O fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) para o mês de outubro de 2019 passou de 61,8% para 60,4%. O Encargo de Serviço do Sistema (ESS) previsto para outubro está em R$ 1,7 milhões, sendo em sua totalidade referente às restrições operativa.

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Reservatórios do SE/CO terminam semana com 30,1%

Os reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste fecharam a semana com queda de 0,3% na capacidade de armazenamento, que ficou em 30,1%, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), segundo dados da operação da última quinta-feira, 3 de outubro. A energia armazenada indica 61.219 MW mês e a afluente desceu para 60% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 28,10% e a usina de Nova Ponte com 32,18% de sua vazão.

O Norte do país teve recuo de 0,6%, maior do dia, e opera a 46,7%. A energia contida se encontra em 7.032 MW e a armazenável foi para 56%. A usina de Tucuruí opera com 62,68% de seu volume útil. Na região Nordeste a variação negativa foi de 0,3% e os níveis se apresentam com 43,3%. A energia afluente se encontra em 31%, enquanto a armazenada afere 22.420 MW mês. A hidrelétrica de Sobradinho funciona a 35,68%.

No Sul a diminuição foi de 0,3% e os reservatórios trabalham com 40,3% de sua vazão. A energia afluente no mês ficou em 24% da MLT, enquanto a armazenada marca 8.301 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, a níveis de 27,90% e 41,98%.

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Rock in Rio e governo do RJ vão levar energia solar para 210 escolas

Uma parceria entre a organização do festival de música Rock in Rio e o governo do estado do Rio de Janeiro irá levar geração de energia solar a 210 escolas públicas fluminenses, que serão contempladas com a instalação de 14.600 painéis fotovoltaicos. A iniciativa permitirá que toda economia gerada pelos módulos seja 100% revertida para as próprias instituições nos próximos 25 anos. Com o projeto, intitulado Rock in Rio Solar, a organização espera potencializar seus discursos, além de concretizar ações que impactam positivamente o mundo.

“Estamos dando um grande passo que é dar para estas escolas a modernização com o que há de mais eficiente no mundo em energia”, comenta Roberto Medina, presidente do RiR. Ele destaca que, além de ser um modelo sustentável, no qual a verba de pagamento de contas de luz será revertida, trazendo mais recursos para as escolas, o projeto atenta para uma necessidade do presente e que dialoga com as gerações futuras, que irão liderar uma transformação por meio da adoção de uma energia limpa e segura com o menor impacto ambiental.

‘É um legado para o futuro que precisamos construir a partir de hoje’, sustenta o fundador do maior evento de shows do país. Ele informou ainda que toda a execução e instalação do projeto ficará sob responsabilidade de uma empresa que está sendo licitada. A expectativa é que até 2020 todas as escolas já estejam com seus painéis instalados durante o ano letivo. Para o governador Wilson Witzel, a parceria do estado com o Rock in Rio garante não apenas a modernização das unidades escolares, mas também a economia de recursos públicos.

“Estamos investindo para melhorar a estrutura das escolas, com a aquisição de aparelhos de ar condicionado para todas as unidades, e a partir do ano que vem, 600 escolas passarão a ter turmas em tempo integral”, informou o governador, prometendo que todas as instituições estaduais de ensino terão turmas integrais até o final de seu mandato. O secretário de Educação do estado, Pedro Fernandes, ressaltou que o projeto é importante por promover a sustentabilidade nas escolas públicas estaduais, por meio de fonte limpa e renovável, além de inesgotável.

A seleção das 210 escolas públicas do Estado contempladas pelo projeto será feita por meio de um concurso de redação com o tema “A mudança começa por você”. Os 50 melhores textos ganharão um par de ingressos para o Rock in Rio 2021 e as 210 escolas que mais se destacarem serão beneficiadas pelo Rock in Rio Escola Solar.

Rock in Rio Escola Solar em Lisboa

Em Portugal, o Rock in Rio Lisboa, nas edições de 2008 e 2010, investiu na aquisição e instalação de 760 painéis solares em 38 escolas, que produzirão energia elétrica durante 15 anos. Toda a verba angariada pela venda da eletricidade é revertida para projetos sociais através da SIC Esperança, ONG parceira do projeto. Até hoje já foram investidos pouco mais de R$ 1 milhão em projetos sociais. A iniciativa, logo no primeiro ano, ganhou o prêmio Energy Globe Award, o mais conceituado nesta temática.

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Consumo de energia elétrica cai 0,8% em agosto ante agosto de 2018, diz EPE

O consumo de energia elétrica totalizou 38.613 gigawatts-hora (GWh) em agosto, o que corresponde a uma queda de 0,8% na comparação com o mesmo mês do ano passado, informou a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). No acumulado do ano até agosto, o País registra alta de 1,1%, mesma taxa anotada no acumulado em 12 meses.

Na divisão entre os ambientes de contratação, o mercado cativo, atendido pelas distribuidoras, apresentou queda de 1,5% em agosto, enquanto o mercado livre anotou leve crescimento, de 0,4%.

O consumo Industrial atingiu 14.119 GWh em agosto, volume 3,4% menor na comparação com agosto do ano passado. No acumulado em 12 meses, a queda é de 1,1%, em linha com a trajetória descendente das taxas do acumulado de 12 meses da produção industrial, medida pelo IBGE, que registrou queda de 1,3% em julho, comentou a EPE.

Entre os setores industriais, destaque para o setor químico, que anotou uma retração de 16,7% na demanda de eletricidade no mês, influenciado pelas quedas da Bahia (-17%) e de Sergipe (-93,5%), onde unidades de fertilizantes estão paralisadas e de Alagoas (-79,7%), pelo fato de a unidade de soda-cloro estar operando com restrições por problemas operacionais na produção de sua matéria-prima. Isso também levou a queda de 8,6% no consumo industrial do Nordeste em agosto, quando a região anotou uma diminuição do consumo total da ordem de 2,4%.


Na classe comercial, o consumo somou 6.955 GWh em agosto, alta de 0,9%, frente o mesmo mês do ano passado, enquanto o segmento residencial demandou 10.988 GWh, um aumento de 1,7% sobre o ano anterior.

Na divisão por regiões do País, além do Nordeste, também os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul anotaram queda, com baixa de 1,7% e 0,1%, respectivamente, enquanto o Norte apresentou alta de 8,4%. A EPE divulga, ainda, o consumo nos sistemas isolados, que caiu 5,8%.


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Indústria vê consumo de energia elétrica cair 3,4% em agosto, aponta EPE

O consumo nacional de energia elétrica atingiu 38.613 GWh em agosto de 2019, recuo de 0,8% na comparação com igual período em 2018, informou a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em relatório divulgado na noite da última segunda-feira, 30 de setembro. Em 12 meses, o consumo do país registra alta de 1,1%.

Em agosto, o destaque negativo ficou para o desempenho do consumo de energia do segmento industrial, de 14.119 GWh, representando uma queda 3,4% na comparação com agosto de 2018, sobretudo em função dos segmentos químico (-16,7%) e extrativo de minerais metálicos (-9,0%). Em 12 meses, a queda na classe atingiu 1,1%.

Segundo a EPE, unidades de fertilizantes estão paralisadas nos estados da Bahia e Sergipe, bem como uma planta de soda-cloro está operando com restrições em Alagoas por problemas operacionais na produção de sua matéria-prima.

O consumo da classe comercial do país de 6.955 GWh em agosto foi apenas 0,9% melhor do que em 2018, influenciado pela elevação das temperaturas em algumas regiões do país. Em 12 meses, segmento registra alta de 2,7%

O consumo de 10.988 GWh nas residências em agosto significou um aumento de 1,7% sobre o ano anterior. O segmento segue afetado pela preocupação das famílias com as condições econômicas do país, o que leva ao uso mais moderado da energia elétrica. Em 12 meses, segmento registra alta de 2,5%

Utilizando a mesma base de comparação, o consumo no mercado cativo registrou queda de – 1,5% em agosto de 2019, enquanto o mercado livre encerrou o mês com alta de 0,4%.

Na separação por regiões, registraram variações negativas as regiões Sudeste (-2,2%); Nordeste (-1,8%), Sul (-0,1%). O desempenho foi positivo apenas no Norte (7,2%).


Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53113762/industria-ve-consumo-de-energia-cair-34-em-agosto-aponta-epe