O governo pretende concluir ainda em 2019 um diagnóstico sobre a necessidade de reavaliar a chamada garantia física das hidrelétricas do país, um critério técnico que busca representar quanto em energia cada usina pode gerar mesmo diante de chuvas escassas, disse à Reuters o Ministério de Minas e Energia.
O movimento vem após anos seguidos de produção fortemente abaixo das garantias físicas no parque hidrelétrico brasileiro, o que levou diversos especialistas a apontarem que a oferta de energia desses empreendimentos está hoje superestimada nos modelos computacionais que calculam preços e definem a expansão do sistema elétrico.
O tema é considerado tão crucial quanto sensível no setor porque mudanças impactariam diretamente as receitas dos investidores, uma vez que a garantia representa na prática o volume de energia que cada usina pode comercializar no mercado.
"O ministério buscará a conclusão do diagnóstico e das medidas necessárias para reavaliar a necessidade de revisão das garantias físicas ainda neste ano, mas sua viabilidade dependerá de alterações legislativas e uma adequada previsibilidade, fazendo com que o início de sua implementação seja uma meta a ser perseguida ao longo da atual gestão", disse a pasta em nota.
Se a decisão for pela revisão, o trabalho será realizado "de forma transparente, previsível e com amplo diálogo... buscando maior acurácia nos dados de entrada, aprimoramento da metodologia de cálculo, mitigação de impactos e promoção de uma transição suave, se necessário", acrescentou.
As mudanças nos números de garantia são necessárias por questões como acúmulo de sedimentos nos reservatórios ao longo do tempo e a mudança climática, que reduziu significativamente as chuvas nos reservatórios hídricos do Nordeste nos últimos 20 anos, explicou o professor da Universidade de São Paulo (USP) e consultor em energia Dorel Ramos.
"Para os proprietários dos empreendimentos isso é vital, porque mexe no bolso diretamente. Para quem a garantia aumentar, favoravelmente, e para quem diminuir, reduz receita", afirmou ele, que defendeu a visão do governo de propor um período de transição no caso de mudanças.
"Elas estão defasadas... mas é um tema sensível. É importante o governo mostrar que está consciente do problema, querer olhar e corrigir. Dá um sinal positivo para o mercado o fato de que o governo não sinaliza que vai fazer nada de forma totalmente autocrática, impositiva", analisou.
TEMA POLÊMICO
A legislação prevê que as garantias físicas deveriam ser recalculadas a cada cinco anos, mas com limites de variação negativa de 5 por cento por usina a cada ciclo ou de 10 por cento ao longo de cada contrato de concessão.
Mas consecutivas gestões ignoraram o espinhoso tema --houve apenas uma revisão parcial em 2003, válida a partir de 2008, e uma em 2017, que não conseguiu garantir todo o corte necessário devido aos limites legais, escreveu o presidente da consultoria PSR, Luiz Barroso, em artigo no final do ano passado.
"Embora a metodologia... fosse absolutamente pública e estivesse sendo discutida com os agentes há anos, a mesma foi imediatamente judicializada por geradores que tiveram suas garantias reduzidas", apontou ele, que na época do processo presidia a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Na ocasião, Barroso chegou a propor que fosse feito um corte adicional de garantia em hidrelétricas antigas da Eletrobras e em Itaipu para equilibrar o sistema, dado que essas usinas não têm a receita atrelada à garantia, mas a ideia também enfrentou resistência e acabou engavetada.
Para o presidente do Fórum de Associações do Setor Elétrico (FASE), Mário Menel, uma forma de o governo evitar resistências seria colocar a discussão em um "pacote" que inclua também mudanças no chamado Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), sistema que visa mitigar riscos para geradores hídricos.
Atualmente há uma briga judicial bilionária no mercado de energia porque geradores obtiveram liminares para evitar custos causados pela baixa geração hídrica dos últimos anos que não conseguiram ser mitigados pelo MRE, o que vem sendo chamado de "risco hidrológico".
"Isso pode ser conduzido em bloco, daí tem um pacote, com pontos negativos a serem enfrentados, mas com algum ponto de compensação. Se só revisar a garantia física, vai ter uma gritaria geral", sugeriu Menel.
Em café da manhã com jornalistas na semana passada, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, deu sinais de que deve seguir esse caminho.
Ele colocou o fim da disputa sobre o risco hidrológico como prioridade e sinalizou que o tema será discutido em duas frentes, incluindo a reavaliação das garantias físicas como parte de uma "solução estrutural" para a questão.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/governo-busca-diagnostico-ainda-em-2019-sobre-oferta-de-energia-de-hidreletricas-23414776.html
quinta-feira, 31 de janeiro de 2019
quarta-feira, 30 de janeiro de 2019
Calor e problema de transmissão levam Brasil a importar energia de vizinhos
O forte calor que atingiu o país nas primeiras semanas de janeiro, somado a problemas ocorridos em algumas linhas de transmissão, levou o Brasil a importar emergencialmente energia elétrica do Uruguai e da Argentina, para melhorar a reserva interna disponível.
O diretor-geral do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), Luiz Eduardo Barata, disse que o que levou à importação não foi um problema de falta de energia, mas de potência e de reserva de potência. "Nós teríamos condições de atender a demanda sem a necessidade de importar energia dos dois países. Mas, por uma questão de reserva, nós solicitamos e fomos supridos por pouco mais de duas horas. Passada a hora de maior demanda, nós interrompemos o intercâmbio".
Maior nível de produção em 20 anos
No dia 22, o país atingiu o maior nível de produção de energia em duas décadas, em decorrência do aumento elevado do consumo, provocado pelas altas temperaturas registradas.
Barata informou que nas duas últimas semanas o país enfrentou alguns problemas, que começaram no Ceará, com a queda da linha Pecém-Fortaleza, no dia 11. Em seguida, fortes ventos derrubaram duas torres em Xingu, o que retirou do sistema um dos dois Bipolos do Madeira. Na Bahia houve ainda a derrubada da linha [de transmissão] Barreiras-Rio das Éguas, em razão de uma tentativa de roubo de material.
"Na semana subsequente, as condições se agravaram porque nós perdemos o segundo polo do Madeira por problemas no transformador, em Araraquara, e perdemos ainda a usina nuclear de Angra II. Além dos problemas operacionais, tivemos um aumento considerável da potência ao longo da tarde por causa do forte calor", disse Barata.
"Obviamente, nós solicitamos uma importação emergencial da Argentina e do Uruguai, mas isso faz parte, nós temos um acordo com os dois países para, no caso de distúrbios sérios, nos socorrermos mutuamente".
Barata informou que, na semana passada, o país novamente teve necessidade de recorrer aos países vizinhos. "Nós tivemos, na ponta, uma demanda maior do que a da véspera e, novamente, com a importação dos dois países, nós atendemos toda a carga demandada sem qualquer tipo de distúrbio de frequência ou tensão".
Intercâmbio entre os países
Para o diretor do ONS, mais que o socorro dos dois países "a robustez e a resiliência do Sistema Interligado possibilitaram que o país passasse por esses problemas sem que o consumidor final sequer ficasse sabendo do ocorrido".
Mas, mesmo admitindo a robustez do sistema, ele afirmou que "não podemos deixar de reconhecer a importância do intercâmbio com os países vizinhos. O que reforça a tese de que as interligações internacionais são absolutamente favoráveis ao aumento da confiabilidade do sistema, ao permitirem a ajuda mutua".
"Neste caso específico, o intercâmbio foi favorável à gente, mas por diversas vezes fomos nós que socorremos o sistema argentino por problemas de queda de linhas de transmissões. E esse tipo de atendimento não é realizado em troca de pagamento, mas de crédito em energia", esclareceu.
Leia mais em: https://economia.uol.com.br/noticias/redacao/2019/01/28/calor-energia-eletrica-ons.htm
terça-feira, 29 de janeiro de 2019
GSF pode custar R$ 22 bilhões em 2019, diz CCEE
O GSF (ajuste do risco hidrológico) pode custar R$ 22 bilhões em 2019, sendo R$ 15 bilhões pagos pelos consumidores atendidos pelas concessionárias de energia e R$ 7 bilhões pelos clientes do mercado livre, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) nesta segunda-feira, 28 de janeiro.
O GSF é um problema bem conhecido do setor elétrico, responsável pela judicialização do mercado de curto prazo desde 2015. Em suas falas, o ministro de Ministério de Minas e Energia, Bento Albuquerque, sempre diz que a solução para o problema tem prioridade máxima na agenda do novo governo. Em 2018, o GSF foi estimado em R$ 35 bilhões (ACR: 23 bi/ACL: R$ 12 bi)
A CCCE explicou que o cálculo do impacto financeiro do GSF no mercado de energia considera a diferença entre a energia alocada pelas usinas hidrelétricas participantes do MRE e o total das garantias físicas, valorado pelo PLD esperado. O Mecanismo de Realocação de Energia funciona como um condomínio para as hidrelétricas, em que os ônus e os bônus são compartilhados entre as usinas participantes. A CCEE informou que o ajuste do MRE está previsto em 82,9% neste ano, o que significa que a geração hidrelétrica ficará 17% abaixo do ideal.
A previsão de preço da energia no mercado à vista disparou por causa das chuvas que estão abaixo da média para o período. Nesta segunda-feira, a CCEE revisou suas projeções para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), elevando a média anual para a região Sudeste/Centro-Oeste de R$ 142/MWh para R$ 259,90/MWh em 2019, uma variação de 80,29%.
“Essa conjuntura com afluências mais baixas e níveis de reservatórios baixos, fizeram com que o preço subisse em todos os submercados”, explicou Camila Giglio, da Gerência de Preços da CCEE, durante a apresentação do InfoPLD, transmitido ao vivo pela internet.
Desde meados de dezembro, um sistema de alta pressão impede a chegada das chuvas nas cabeceiras dos rios. Esse sistema continua atuando em janeiro. Em janeiro, as afluências realizadas no Sudeste, responsável por 70% da capacidade de armazenamento hidrelétricas do país, ficou em 64% da média histórica. Também ficaram abaixo da média as chuvas nos subsistemas Nordeste (38%) e Norte (80%). Apenas o Sul (101%) encerrou o mês dentro da média esperada para o período.
O período entre novembro a abril é quando os reservatórios hidrelétricos voltam a encher. Essa recuperação é importante para dar segurança e tranquilidade de preço para a operação do sistema elétrico nacional. Contudo, o que se viu em janeiro foi a redução no nível de armazenamento do Sudeste (27,3%, queda de 0,3%) e Sul (48,7%, queda de 10,7%). Apresentaram recuperação os reservatórios do Nordeste (42,7%, alta de 2,7%) e Norte (28,8%, alta de 1,5%).
A situação pode ficar ainda pior em fevereiro. A previsão de Energias Naturais Afluentes (ENAs) indica chuvas abaixo da média em todos os submercados: 71% (SE/CO); 80% (Sul); 18% (NE); e 83% (Norte). “O destaque negativo fica para o Nordeste. A gente vinha de um histórico bastante esperançoso e otimista, mas agora a gente tem afluência de 18%”, disse Giglio.
Giglio também destacou a previsão de encargos para janeiro. Estima-se a cobrança de R$ 238 milhões de Encargo de Serviço do Sistema (ESSE), sendo R$ 76 milhões por restrição elétrica e R$ 161 milhões por reserva operativa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53088472/gsf-pode-custar-r-22-bilhoes-em-2019-diz-ccee
O GSF é um problema bem conhecido do setor elétrico, responsável pela judicialização do mercado de curto prazo desde 2015. Em suas falas, o ministro de Ministério de Minas e Energia, Bento Albuquerque, sempre diz que a solução para o problema tem prioridade máxima na agenda do novo governo. Em 2018, o GSF foi estimado em R$ 35 bilhões (ACR: 23 bi/ACL: R$ 12 bi)
A CCCE explicou que o cálculo do impacto financeiro do GSF no mercado de energia considera a diferença entre a energia alocada pelas usinas hidrelétricas participantes do MRE e o total das garantias físicas, valorado pelo PLD esperado. O Mecanismo de Realocação de Energia funciona como um condomínio para as hidrelétricas, em que os ônus e os bônus são compartilhados entre as usinas participantes. A CCEE informou que o ajuste do MRE está previsto em 82,9% neste ano, o que significa que a geração hidrelétrica ficará 17% abaixo do ideal.
A previsão de preço da energia no mercado à vista disparou por causa das chuvas que estão abaixo da média para o período. Nesta segunda-feira, a CCEE revisou suas projeções para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), elevando a média anual para a região Sudeste/Centro-Oeste de R$ 142/MWh para R$ 259,90/MWh em 2019, uma variação de 80,29%.
“Essa conjuntura com afluências mais baixas e níveis de reservatórios baixos, fizeram com que o preço subisse em todos os submercados”, explicou Camila Giglio, da Gerência de Preços da CCEE, durante a apresentação do InfoPLD, transmitido ao vivo pela internet.
Desde meados de dezembro, um sistema de alta pressão impede a chegada das chuvas nas cabeceiras dos rios. Esse sistema continua atuando em janeiro. Em janeiro, as afluências realizadas no Sudeste, responsável por 70% da capacidade de armazenamento hidrelétricas do país, ficou em 64% da média histórica. Também ficaram abaixo da média as chuvas nos subsistemas Nordeste (38%) e Norte (80%). Apenas o Sul (101%) encerrou o mês dentro da média esperada para o período.
O período entre novembro a abril é quando os reservatórios hidrelétricos voltam a encher. Essa recuperação é importante para dar segurança e tranquilidade de preço para a operação do sistema elétrico nacional. Contudo, o que se viu em janeiro foi a redução no nível de armazenamento do Sudeste (27,3%, queda de 0,3%) e Sul (48,7%, queda de 10,7%). Apresentaram recuperação os reservatórios do Nordeste (42,7%, alta de 2,7%) e Norte (28,8%, alta de 1,5%).
A situação pode ficar ainda pior em fevereiro. A previsão de Energias Naturais Afluentes (ENAs) indica chuvas abaixo da média em todos os submercados: 71% (SE/CO); 80% (Sul); 18% (NE); e 83% (Norte). “O destaque negativo fica para o Nordeste. A gente vinha de um histórico bastante esperançoso e otimista, mas agora a gente tem afluência de 18%”, disse Giglio.
Giglio também destacou a previsão de encargos para janeiro. Estima-se a cobrança de R$ 238 milhões de Encargo de Serviço do Sistema (ESSE), sendo R$ 76 milhões por restrição elétrica e R$ 161 milhões por reserva operativa.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53088472/gsf-pode-custar-r-22-bilhoes-em-2019-diz-ccee
segunda-feira, 28 de janeiro de 2019
Estudo da AEN indica que descarbonização traz impactos a sistemas elétricos
Relatório da Agência de Energia Nuclear mostra que o aumento da participação de fontes de energia variáveis resultou em grandes ineficiências impostas a todo o sistema elétrico. Esses custos do sistema não são devidamente reconhecidos pelas atuais estruturas de mercado e atualmente são suportados pelo sistema em geral de uma maneira que torna difícil a tomada de decisões e investimentos. O documento “Os Custos da Descarbonização: Custos dos sistemas com altas participações de Nucleares e Renováveis”, sinaliza que há tecnologias maduras e de baixo carbono para ajudar os países a atingir as metas, como a solar e eólica, hidroeletricidade e energia nuclear. De acordo com o estudo, o compromisso de redução de emissões não está caminhando no modo correto para atingir as metas estipuladas, nem mesmo por países que tem condições de atuar com mais intensidade neste processo.
A Agência de Energia Nuclear alerta que sem a introdução de novas políticas de mercado de energia, é improvável que essa situação de ineficiência mude. Segundo o estudo, é fundamental a criação de estruturas e longo prazo que forneçam estabilidade e confiança aos investidores em todas as tecnologias de geração de baixo carbono. Outra necessidade apontada é a do realinhamento dos sistemas e mercados para a garantia da segurança do fornecimento e da confiabilidade do sistema.
Para William D. Magwood, diretor geral da NEA, atingir as metas de redução de emissão exigirá o uso de todos esses recursos de baixo carbono. uma maneira economicamente saudável. O estudo foi lançado na Hungria, que importa até metade de sua eletricidade nos períodos de pico. Segundo János Süli, ministro responsável por um novo projeto nuclear no pás, o estudo traz importantes insights para o país, que que garantir o mais alto padrão de segurança do fornecimento de eletricidade a um custo acessível para os consumidores.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53088230/estudo-da-aen-indica-que-descarbonizacao-traz-impactos-a-sistemas-eletricos
A Agência de Energia Nuclear alerta que sem a introdução de novas políticas de mercado de energia, é improvável que essa situação de ineficiência mude. Segundo o estudo, é fundamental a criação de estruturas e longo prazo que forneçam estabilidade e confiança aos investidores em todas as tecnologias de geração de baixo carbono. Outra necessidade apontada é a do realinhamento dos sistemas e mercados para a garantia da segurança do fornecimento e da confiabilidade do sistema.
Para William D. Magwood, diretor geral da NEA, atingir as metas de redução de emissão exigirá o uso de todos esses recursos de baixo carbono. uma maneira economicamente saudável. O estudo foi lançado na Hungria, que importa até metade de sua eletricidade nos períodos de pico. Segundo János Süli, ministro responsável por um novo projeto nuclear no pás, o estudo traz importantes insights para o país, que que garantir o mais alto padrão de segurança do fornecimento de eletricidade a um custo acessível para os consumidores.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53088230/estudo-da-aen-indica-que-descarbonizacao-traz-impactos-a-sistemas-eletricos
sexta-feira, 25 de janeiro de 2019
Washington vai usar apenas energia renovável até 2032
A cidade de Washington tem um desafio grande na área de energia para os próximos anos. Uma lei, assinada na semana passada, estipula que, até 2032, sejam usadas apenas fontes renováveis para abastecer a rede elétrica da cidade. A lei também estipula um aumento do uso da energia solar – com uma meta de 10% até 2041.
“É a meta mais ambiciosa de energia limpa nos Estados Unidos”, afirma Mark Rodeffer, responsável pela ONG Sierra Club. O prazo é 13 anos menor do que os estipulados pela Califórnia e pelo Havaí, que também estão caminhando em direção ao uso apenas de energia renovável. Mais de 90 cidades norte-americanas têm o mesmo objetivo.
“Eu acho que isso é especialmente interessante porque há menos de três anos, a meta de Washington era alcançar 50% de energia renovável até 2032”, afirma Jay Orfield, da ONG Natural Resources Defense Council à Fast Company. “Isso diz muito sobre as fontes renováveis de energia – o preço continua a cair e a percepção de que é preciso tomar ações contra as mudanças climáticas tem crescido.”
Washington tem também metas para adotar mais carros elétricos. Até 2045, todos os ônibus, táxis, limusines e frotas privadas com mais de 50 veículos precisarão ter emissão zero de poluentes. A lei tem uma parte especial para os edifícios, que representam três quartos das emissões de gases estufa da cidade. Washington já tem um programa inovador que exige que os maiores prédios reportem seu uso de energia. Em alguns anos, esses prédios terão que seguir novas normas de uso sustentável de energia, ou seja, provavelmente terão que renovar seus sistemas de aquecimento e ar-condicionado.
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Mundo/noticia/2019/01/washington-vai-usar-apenas-energia-renovavel-ate-2032.html
“É a meta mais ambiciosa de energia limpa nos Estados Unidos”, afirma Mark Rodeffer, responsável pela ONG Sierra Club. O prazo é 13 anos menor do que os estipulados pela Califórnia e pelo Havaí, que também estão caminhando em direção ao uso apenas de energia renovável. Mais de 90 cidades norte-americanas têm o mesmo objetivo.
“Eu acho que isso é especialmente interessante porque há menos de três anos, a meta de Washington era alcançar 50% de energia renovável até 2032”, afirma Jay Orfield, da ONG Natural Resources Defense Council à Fast Company. “Isso diz muito sobre as fontes renováveis de energia – o preço continua a cair e a percepção de que é preciso tomar ações contra as mudanças climáticas tem crescido.”
Washington tem também metas para adotar mais carros elétricos. Até 2045, todos os ônibus, táxis, limusines e frotas privadas com mais de 50 veículos precisarão ter emissão zero de poluentes. A lei tem uma parte especial para os edifícios, que representam três quartos das emissões de gases estufa da cidade. Washington já tem um programa inovador que exige que os maiores prédios reportem seu uso de energia. Em alguns anos, esses prédios terão que seguir novas normas de uso sustentável de energia, ou seja, provavelmente terão que renovar seus sistemas de aquecimento e ar-condicionado.
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Mundo/noticia/2019/01/washington-vai-usar-apenas-energia-renovavel-ate-2032.html
quinta-feira, 24 de janeiro de 2019
Consumo de energia bate recorde e atinge demanda máxima de 89.114 MW
As altas temperaturas têm levado o País a bater seguidos recordes de consumo. Segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a demanda máxima no Sistema Interligado Nacional (SIN) alcançou os 89.114 MW na tarde desta quarta-feira, 23, no quarto recorde anotado este mês. O recorde anterior, de 87.489 MW, foi observado na terça-feira, às 15h26.
O ONS também observou novo recorde de carga no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com pico de 53.143 MW. O recorde anterior era de 52.771 MW, às 14h17, também no dia 22 de janeiro.
Em nota, o ONS comentou que o sistema está operando com algumas restrições, devido às indisponibilidades da usina de Angra 2 e dos polos 1 e 3 do linhão do Madeira, o que limita em 50% o escoamento da energia das hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau. “Em função disso, foi necessário importar 1.200 MW da Argentina e 400 MW do Uruguai para atender a ponta”, comentou o operador, salientando que não houve interrupção no fornecimento de energia.
Leia mais em: https://istoe.com.br/consumo-de-energia-bate-recorde-e-atinge-demanda-maxima-de-89-114-mw/
O ONS também observou novo recorde de carga no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com pico de 53.143 MW. O recorde anterior era de 52.771 MW, às 14h17, também no dia 22 de janeiro.
Em nota, o ONS comentou que o sistema está operando com algumas restrições, devido às indisponibilidades da usina de Angra 2 e dos polos 1 e 3 do linhão do Madeira, o que limita em 50% o escoamento da energia das hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau. “Em função disso, foi necessário importar 1.200 MW da Argentina e 400 MW do Uruguai para atender a ponta”, comentou o operador, salientando que não houve interrupção no fornecimento de energia.
Leia mais em: https://istoe.com.br/consumo-de-energia-bate-recorde-e-atinge-demanda-maxima-de-89-114-mw/
quarta-feira, 23 de janeiro de 2019
Com calor, consumo de energia bate novo recorde
O forte calor com elevadas temperaturas das últimas semanas continua provocando novos recordes de consumo de energia no país. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico, por volta das 15h30 desta terça-feira foi registrado a demanda máxima de cerca de 87.500 megawatts (MW), no Sistema Interligado Nacional (SIN). O recorde anterior foi de 87.183 MW no dia 16 de janeiro deste ano.
A região Sudeste/Centro-Oeste também registrou recorde de consumo de energia nesta terça-feira, com um pico de carga de cerca de 52.700 MW, superando o recorde anterior que foi de 52.323 MW ocorridos também no dia 16 de janeiro de 2019.
O nível dos reservatórios das principais usinas na região Sudeste/Centro-Oeste está em torno de 27,77%, mesmo nível atingido em agosto do ano passado e praticamente o mesmo nível desde dezembro. Na região Nordeste, o nível dos reservatórios está em 42,46%, depois de ter chegado a 25,74 % em outubro.
Já na região Norte, o nível dos reservatórios está em 29,4%. Já na região Sul, o volume de água armazenada nos principais reservatórios está em 51,30%. O país está hoje no chamado período de chuvas, que vai de novembro a abril.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/com-calor-consumo-de-energia-bate-novo-recorde-23392974
A região Sudeste/Centro-Oeste também registrou recorde de consumo de energia nesta terça-feira, com um pico de carga de cerca de 52.700 MW, superando o recorde anterior que foi de 52.323 MW ocorridos também no dia 16 de janeiro de 2019.
O nível dos reservatórios das principais usinas na região Sudeste/Centro-Oeste está em torno de 27,77%, mesmo nível atingido em agosto do ano passado e praticamente o mesmo nível desde dezembro. Na região Nordeste, o nível dos reservatórios está em 42,46%, depois de ter chegado a 25,74 % em outubro.
Já na região Norte, o nível dos reservatórios está em 29,4%. Já na região Sul, o volume de água armazenada nos principais reservatórios está em 51,30%. O país está hoje no chamado período de chuvas, que vai de novembro a abril.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/com-calor-consumo-de-energia-bate-novo-recorde-23392974
Assinar:
Postagens (Atom)