O mercado livre foi o ambiente que sustentou a contratação de energia no leilão A-4, realizado nesta sexta-feira, 28 de junho, em São Paulo. O leilão terminou com a contratação de apenas 81,1 MW médios, porém viabilizou 15 usinas, cuja potência somada ultrapassou os 400 MW de nova capacidade instalada. O preço médio de venda do leilão de R$ 151,15/MWh representou um deságio de 45,03%, economia de R$ 2,1 bilhões para os consumidores de energia elétrica. Os empreendimentos demandarão investimentos estimados em R$ 1,9 bilhão, gerando 4.500 empregos durante as obras.
Segundo o secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia (MME), Ricardo Cyrino, a maioria dos projetos vendeu entre 30% e 50% da energia, revelando a estratégia das empresas de destinar parte da energia ao mercado livre, onde os preços são melhores. “O que vimos é que o mercado livre tem viabilizado a expansão de energia elétrica do Brasil”, disse o executivo a jornalistas. “Na nossa visão, dentro do que era esperado, o leilão foi um sucesso”, afirmou Cyrino.
A energia solar atingiu um novo recorde mundial, com projetos vendendo energia a R$ 64,99/MWh, equivalente a US$ 17,02/MWh. Os projetos ficam no Ceará e são da Enerlife Energias Renováveis. O menor preço registrado de energia solar no mundo aconteceu no México, cotado a US$ 19,70.
O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, lembrou que a maioria das usinas estão localizadas no Nordeste do país. “Esses empreendimentos certamente ajudaram esses estados”, disse o executivo se referindo a Ceará, Piauí e Rio Grande do Norte.
Outro destaque positivo foi a contratação de cinco pequenas centrais hidrelétricas, que juntam somam 81,31 MW de capacidade instalada. Esses projetos demandarão R$ 454 milhões para serem construídos. As usinas precisam entrar em operação em janeiro de 2023.
“A contratação foi uma divisão feita pelo governo, considerando geração e emprego, mas não dá para extrapolar isso para todos os leilões. Não podemos usar isso como regra ou viés para os próximos leilões”, disse Erik Rego, diretor de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
A contratação eólica se resumiu a três projetos, somando 95,2 MW de capacidade instalada. O preço médio de venda foi atingiu R$ 79,99/MWh, o equivalente a US$ 20,94/MWh.
Sagraram-se vendedores as empresas Celesc, Cemig, Iberdrola/Neoenergia, Voltalia, Canadian Solar, Enerlife Energias Renováveis, Estelar Engenharia, Caviza Participações Societárias e Atiaia Energia.
A Sonora viabilizou a construção de uma usina a biomassa de 21,39 MW de capacidade instalada no Mato Grosso do Sul. O preço de venda foi de 179,87/MWh, deságio de 42,12% em relação ao preço inicial de R$ 311/MWh.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53103858/mercado-livre-garantiu-o-sucesso-do-leilao-a-4
sexta-feira, 28 de junho de 2019
quinta-feira, 27 de junho de 2019
CCEE e ANEEL realizam leilão de energia gerada por fontes renováveis
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em parceria com a Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, realiza na próxima sexta-feira (28/6), a partir das 10h, o Leilão de Geração A-4 deste ano, que tem o objetivo de contratar energia proveniente de novos empreendimentos de geração de fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, com início do suprimento a partir de janeiro de 2023.
O leilão será realizado na sede da CCEE, em São Paulo, por meio de sistema eletrônico.
Serão negociados Contratos de Comercialização em Ambiente Regulado (CCEARs) por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos, para empreendimentos hidrelétricos. Também haverá contratos por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos, para usinas a biomassa e contratos por quantidade, com prazo de 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos a partir das fontes eólica e solar fotovoltaica.
Para este leilão, o sistema de cadastramento da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) recebeu 1.581 projetos, totalizando 51,2 mil MW de potência instalada.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_648825&_afrLoop=1699648342839746&_adf.ctrl-state=69lun9dki_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_648825%26_afrLoop%3D1699648342839746%26_adf.ctrl-state%3D69lun9dki_50
O leilão será realizado na sede da CCEE, em São Paulo, por meio de sistema eletrônico.
Serão negociados Contratos de Comercialização em Ambiente Regulado (CCEARs) por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos, para empreendimentos hidrelétricos. Também haverá contratos por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos, para usinas a biomassa e contratos por quantidade, com prazo de 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos a partir das fontes eólica e solar fotovoltaica.
Para este leilão, o sistema de cadastramento da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) recebeu 1.581 projetos, totalizando 51,2 mil MW de potência instalada.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_648825&_afrLoop=1699648342839746&_adf.ctrl-state=69lun9dki_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_648825%26_afrLoop%3D1699648342839746%26_adf.ctrl-state%3D69lun9dki_50
quarta-feira, 26 de junho de 2019
ONS: carga de energia elétrica sobe 4,9% em maio ante maio de 2018
A carga elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) subiu 4,9% em maio deste ano frente a igual mês de 2018, para 66.985 megawatts médios, informou o Operador Nacional do Sistema (ONS) nesta terça-feira, 25. Já em relação ao mês anterior, a carga teve uma redução de 2,5%. O Operador destaca que o recuo em relação a abril reflete o baixo dinamismo da economia, que teve repercussão no mercado de trabalho, entre outros motivos.
O maior aumento na comparação anual foi registrado pelo subsistema Norte, de 6,2%, seguido do Nordeste, com mais 5,6% de carga no mês passado. Já os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul ficaram abaixo da média do SIN, com altas de 4,7% e 4,3%, respectivamente.
Na comparação com o mês anterior a maior queda foi registrada pelo subsistema Sul, de 4,3%, seguido pelo subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com carga 3,3% menor.
"Apesar do desempenho da carga estar sendo impactado pelo baixo dinamismo da atividade econômica, o maior número de dias úteis, a ocorrência de temperaturas atípicas, a greve dos caminhoneiros ocorrida no mesmo mês do ano anterior e o início do processo gradual de retomada de consumo de um consumidor livre da rede básica do Subsistema Norte explicam a taxa de crescimento de 4,9% apresentada pela carga no referido mês", disse o ONS em nota.
O ONS destaca ainda que o fraco resultado da atividade econômica, com suas repercussões sobre o mercado de trabalho, bem como os conflitos políticos, tem repercutido negativamente sobre a confiança, tanto do setor empresarial como dos consumidores.
"Desde março observou-se a perda de confiança generalizada dos indicadores de confiança de empresários e consumidores. A forte elevação da incerteza sobre o futuro da economia é uma das razões para essa piora nas expectativas", explicou o ONS.
Leia mais em: https://www.em.com.br/app/noticia/economia/2019/06/25/internas_economia,1064521/ons-carga-de-energia-eletrica-sobe-4-9-em-maio-ante-maio-de-2018.shtml
terça-feira, 25 de junho de 2019
Energia tem maior impacto em habitação no IPCA-15 de junho
A alta de 0,64% em energia elétrica foi responsável pelo maior impacto, de 0,02 ponto percentual, no item Habitação na composição do IPCA-15 de junho. O índice variou 0,06% em junho, desacelerando em relação ao registrado em maio, de 0,35%. O IPCA-15 acumula alta de 2,33% no ano e de 3,84% em 12 meses, abaixo dos 4,93% registrados nos 12 meses anteriores. No mês anterior, energia havia tido uma alta de 0,72%.
De acordo com o IBGE, houve a volta da bandeira verde, sem cobrança adicional na conta. As variações regionais vão desde a queda de 0,58% na região metropolitana do Recife (PE) até a alta de 3,51% na região metropolitana de Belo Horizonte (MG), onde houve reajuste médio de 7,89% nas tarifas, a partir de 28 de maio. Em Recife, apesar do reajuste de 5,56% nas tarifas em 29 de abril, houve redução de PIS/Cofins, o que levou à variação negativa no mês. Outras áreas com reajuste foram Fortaleza, com variação de 2,04% e reajuste de 7,39%, e Salvador, com variação de 1,38% e reajuste médio de 6,21%, ambas a partir de 22 de abril.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53103378/energia-tem-maior-impacto-em-habitacao-no-ipca-15-de-junho
De acordo com o IBGE, houve a volta da bandeira verde, sem cobrança adicional na conta. As variações regionais vão desde a queda de 0,58% na região metropolitana do Recife (PE) até a alta de 3,51% na região metropolitana de Belo Horizonte (MG), onde houve reajuste médio de 7,89% nas tarifas, a partir de 28 de maio. Em Recife, apesar do reajuste de 5,56% nas tarifas em 29 de abril, houve redução de PIS/Cofins, o que levou à variação negativa no mês. Outras áreas com reajuste foram Fortaleza, com variação de 2,04% e reajuste de 7,39%, e Salvador, com variação de 1,38% e reajuste médio de 6,21%, ambas a partir de 22 de abril.
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segunda-feira, 24 de junho de 2019
Sistema de baterias podem deixar energias renováveis com mais estabilidade
O armazenamento de energia é um dos grandes desafios no próspero crescimento das energias renováveis – liderado pelos parques eólicos e solares – que ocorre não só no Brasil, mas em grande parte do mundo. Ambas as fontes são intermitentes e vão precisar de uma energia de base que produza ininterruptamente para “compensar” quando ambas reduzem a produção por falta de matéria-prima (os ventos e a radiação solar). As baterias estão sendo apontadas como uma grande solução nesse cenário. E isso está mais próximo do que se imagina. No Agreste pernambucano, na cidade de Belo Jardim, podem ser “encomendadas” baterias modulares capazes de armazenar até 150 megawatts (MW) de energia, o que era impensável há uma década. Sem contar as experiências com baterias que permitem aos sistemas isolados, como o da ilha de Fernando de Noronha, usarem por mais tempo a energia gerada pelo sol.
“O futuro já chegou. Temos várias baterias avançadas que podem ser acopladas com parques eólicos, fotovoltaicos ou até substituir os geradores a diesel”, explica o diretor Geral Comercial de Baterias Industriais e Armazenamento de Energia do Grupo Moura, Luiz Mello. A solução encontrada pela empresa é conhecida como Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS, na sigla em inglês). O BESS é um conjunto de baterias coordenado por um software que faz o controle do funcionamento de todo o sistema.
Os sistemas de baterias avançadas podem fazer com que as fontes renováveis tenham mais estabilidade sem precisar queimar óleo, segundo Mello. Atualmente, há um aumento da produção de energia gerada pelas térmicas, quando as eólicas – que já correspondem a mais de 9% de toda a capacidade instalada de geração do País – diminuem a “fabricação” de energia por falta dos ventos. Muitas dessas térmicas queimam o diesel, o que é poluente e aumenta as emissões de carbono.
“Há toda uma eletrônica embarcada neles que entende qual a carga a ser demandada e como a bateria vai fazer para complementar essa carga (o total a ser produzido)”, explica o diretor executivo do Instituto de Tecnologia Edson Mororó Moura (ITEMM), Spartacus Pedrosa. Por enquanto, os clientes que procuram essa solução querem substituir o gerador a diesel, usado no horário de pico, das 17h às 20h, quando a energia é mais cara. Pelos cálculos da empresa, o sistema de baterias pode reduzir de 50% até 100% os custos com o consumo desse horário.
E somente essa substituição apresenta um grande potencial de mercado. O Brasil tem uma capacidade instalada superior a 8 mil megawatts (MW) de geradores a diesel que podem ser substituídos. “Há uma estimativa de que esse tipo de bateria represente de 15% a 20% do nosso negócio em cinco anos. É uma velocidade quase exponencial”, conta Mello. A empresa usa duas tecnologias: a de íon de lítio e a de chumbo-carbono. A Moura produz cerca de 10 milhões de baterias anualmente destinadas, principalmente, a veículos e telecomunicações.
Mas por que as baterias estão sendo apontadas como uma das soluções para as renováveis? “O armazenamento representa uma oportunidade, economia e ganho de autonomia, principalmente quando realizado com um sistema de geração fotovoltaico”, resume o diretor sócio da Tayo Energia e coordenador do grupo de Armazenamento de Energia da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Markus Vlasits.
DIMINUINDO
O preço da energia armazenada em bateria por quilowatt-hora (kWh) está diminuindo desde 2014 e há uma tendência que continue caindo. “Hoje, o sistema de armazenamento inteiro sai por US$ 300 a US$ 500 por kWh”, diz Markus. E acrescenta: “É necessário ter um marco regulatório para as baterias, porque hoje não há regras claras. Também é importante a implantação de normas técnicas estabelecendo padrões mínimos de segurança”, conta.
As experiências com baterias estão dando certo. Um dos projetos de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D) da Companhia Energética de Pernambuco (Celpe) implantou um sistema de dois módulos de baterias em íons de lítio em Fernando de Noronha. Depois disso, a geração solar vai responder por 18% do consumo. Antes, era 10%. Nenhum porta-voz da Celpe concedeu entrevista, pois a empresa está num período de silêncio, imposto pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM).
A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) vai usar baterias e uma geração solar para dar mais confiabilidade ao sistema elétrico na subestação de Messias, em Alagoas. Ela vai receber uma geração solar com potência de 400 kW e outro de armazenamento em baterias de 200 kW. “Isso vai deixar a subestação mais autônoma, porque vai continuar tendo energia, independente do que está chegando”, resume o gerente de assessoria de PD & I da Chesf, José Bione. A iniciativa pode evitar apagões. E as placas fotovoltaicas serão instaladas neste segundo semestre.
Leia mais em: https://jconline.ne10.uol.com.br/canal/economia/pernambuco/noticia/2019/06/23/sistema-de-baterias-podem-deixar-energias-renovaveis-com-mais-estabilidade-381509.php
“O futuro já chegou. Temos várias baterias avançadas que podem ser acopladas com parques eólicos, fotovoltaicos ou até substituir os geradores a diesel”, explica o diretor Geral Comercial de Baterias Industriais e Armazenamento de Energia do Grupo Moura, Luiz Mello. A solução encontrada pela empresa é conhecida como Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS, na sigla em inglês). O BESS é um conjunto de baterias coordenado por um software que faz o controle do funcionamento de todo o sistema.
Os sistemas de baterias avançadas podem fazer com que as fontes renováveis tenham mais estabilidade sem precisar queimar óleo, segundo Mello. Atualmente, há um aumento da produção de energia gerada pelas térmicas, quando as eólicas – que já correspondem a mais de 9% de toda a capacidade instalada de geração do País – diminuem a “fabricação” de energia por falta dos ventos. Muitas dessas térmicas queimam o diesel, o que é poluente e aumenta as emissões de carbono.
“Há toda uma eletrônica embarcada neles que entende qual a carga a ser demandada e como a bateria vai fazer para complementar essa carga (o total a ser produzido)”, explica o diretor executivo do Instituto de Tecnologia Edson Mororó Moura (ITEMM), Spartacus Pedrosa. Por enquanto, os clientes que procuram essa solução querem substituir o gerador a diesel, usado no horário de pico, das 17h às 20h, quando a energia é mais cara. Pelos cálculos da empresa, o sistema de baterias pode reduzir de 50% até 100% os custos com o consumo desse horário.
E somente essa substituição apresenta um grande potencial de mercado. O Brasil tem uma capacidade instalada superior a 8 mil megawatts (MW) de geradores a diesel que podem ser substituídos. “Há uma estimativa de que esse tipo de bateria represente de 15% a 20% do nosso negócio em cinco anos. É uma velocidade quase exponencial”, conta Mello. A empresa usa duas tecnologias: a de íon de lítio e a de chumbo-carbono. A Moura produz cerca de 10 milhões de baterias anualmente destinadas, principalmente, a veículos e telecomunicações.
Mas por que as baterias estão sendo apontadas como uma das soluções para as renováveis? “O armazenamento representa uma oportunidade, economia e ganho de autonomia, principalmente quando realizado com um sistema de geração fotovoltaico”, resume o diretor sócio da Tayo Energia e coordenador do grupo de Armazenamento de Energia da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Markus Vlasits.
DIMINUINDO
O preço da energia armazenada em bateria por quilowatt-hora (kWh) está diminuindo desde 2014 e há uma tendência que continue caindo. “Hoje, o sistema de armazenamento inteiro sai por US$ 300 a US$ 500 por kWh”, diz Markus. E acrescenta: “É necessário ter um marco regulatório para as baterias, porque hoje não há regras claras. Também é importante a implantação de normas técnicas estabelecendo padrões mínimos de segurança”, conta.
As experiências com baterias estão dando certo. Um dos projetos de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D) da Companhia Energética de Pernambuco (Celpe) implantou um sistema de dois módulos de baterias em íons de lítio em Fernando de Noronha. Depois disso, a geração solar vai responder por 18% do consumo. Antes, era 10%. Nenhum porta-voz da Celpe concedeu entrevista, pois a empresa está num período de silêncio, imposto pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM).
A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) vai usar baterias e uma geração solar para dar mais confiabilidade ao sistema elétrico na subestação de Messias, em Alagoas. Ela vai receber uma geração solar com potência de 400 kW e outro de armazenamento em baterias de 200 kW. “Isso vai deixar a subestação mais autônoma, porque vai continuar tendo energia, independente do que está chegando”, resume o gerente de assessoria de PD & I da Chesf, José Bione. A iniciativa pode evitar apagões. E as placas fotovoltaicas serão instaladas neste segundo semestre.
Leia mais em: https://jconline.ne10.uol.com.br/canal/economia/pernambuco/noticia/2019/06/23/sistema-de-baterias-podem-deixar-energias-renovaveis-com-mais-estabilidade-381509.php
quarta-feira, 19 de junho de 2019
Capacidade de armazenamento sobe no Norte e submercado opera com 73,7%
Os reservatórios do Norte apresentaram crescimento de 0,1% no volume útil em relação ao dia anterior, atingindo 73,7%, de acordo com a operação do SIN da última terça-feira, 18 de junho, quando o Operador Nacional do Sistema Elétrico identificou através do seu IPDO diário a energia armazenada do subsistema em 11.089 MW mês e a ENA em 89% da MLT. A usina hidrelétrica de Tucuruí opera a 99,69%.
Já no Nordeste a capacidade de armazenamento caiu 0,1% e os reservatórios diminuíram para 56,5%. A energia armazenada aparece com 29.304 MW mês e a ENA afere 62% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica de Sobradinho trabalha a 45,95%. A região Sudeste/Centro-Oeste não sofreu variações nos níveis, que permaneceram em 47,7%. A energia armazenada admite 97.054 MW mês e a afluente se encontra em 98% da MLT. A hidrelétrica de Furnas trabalha com 51,13% e a usina de Serra da Mesa, com 22,60% da capacidade.
Por sua vez o submercado Sul segue com aumento em seu volume, quebrando os recordes de capacidade em 2019. Dessa vez o acréscimo foi de 0,1%, fazendo os reservatórios chegaram a 90,2%. A energia afluente aparece com 134% da MLT e a armazenada com 18.569 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, com capacidades de 95,17% e 63,66%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102999/capacidade-de-armazenamento-sobe-no-norte-e-submercado-opera-com-737
Já no Nordeste a capacidade de armazenamento caiu 0,1% e os reservatórios diminuíram para 56,5%. A energia armazenada aparece com 29.304 MW mês e a ENA afere 62% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica de Sobradinho trabalha a 45,95%. A região Sudeste/Centro-Oeste não sofreu variações nos níveis, que permaneceram em 47,7%. A energia armazenada admite 97.054 MW mês e a afluente se encontra em 98% da MLT. A hidrelétrica de Furnas trabalha com 51,13% e a usina de Serra da Mesa, com 22,60% da capacidade.
Por sua vez o submercado Sul segue com aumento em seu volume, quebrando os recordes de capacidade em 2019. Dessa vez o acréscimo foi de 0,1%, fazendo os reservatórios chegaram a 90,2%. A energia afluente aparece com 134% da MLT e a armazenada com 18.569 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, com capacidades de 95,17% e 63,66%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102999/capacidade-de-armazenamento-sobe-no-norte-e-submercado-opera-com-737
terça-feira, 18 de junho de 2019
Brasil auxiliou Argentina e Uruguai no apagão
O Brasil não foi afetado pelo apagão de grandes proporções que afetou a Argentina e o Uruguai no último domingo, 16 de junho. Segundo informações do Operador Nacional do Sistema Elétrico, foi necessário bloquear o fluxo de energia para as subestações conversoras de Melo, Rivera e Garabi. Essa atuação é automática pelo sistema. É por meio destes pontos que o sistema brasileiro se conecta com o dos vizinhos para a importação e exportação de energia.
O ONS afirma ter acompanhado com atenção o evento e no início da tarde enviou a pedido, energia para ambos os países para ajudá-los no processo de restabelecimento do fornecimento. Segundo o informativo diário (IPDO), o intercâmbio para a Argentina, via conversoras Garabi I e II foi nulo pelo bloqueio automático. Já para o Uruguai o intercâmbio deu-se via a conversora de Rivera das 12h13 às 15h30 para atendimento à Argentina. Além disso, via a conversora de Uruguaiana, das 13h11 às 14h43 e das 15h22 às 17h15 para atendimento ao Uruguai.
Para o intercâmbio internacional estavam programados 417 MW médios mas foram realizados 281 MW médios. Por Garabi I foram exportados 57 MW médios, na Garabi II 212 MW médios, 10 MW médios por Rivera e mais 2 MW médios por Uruguaiana.
O diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, comentou nesta segunda-feira, 17, durante o Ethanol Summit, em São Paulo, que não há riscos de o país sofrer um problema como os vizinhos. Ele destacou que o país teve um teste importante no início do ano com os seguidos recordes de demanda.
“Não há risco de uma coisa como essa acontecer no Brasil. Estamos trabalhando para que não aconteça no Brasil. A gente acha que não devemos sofrer nada parecido com isso, o sistema tem sido bastante resiliente. Em janeiro tivemos uma quantidade enorme de distúrbios no país inteiro, ficamos sem Angra 2, com um consumo muito alto, tivemos cinco recordes em janeiro, coisa que não acontecia desde 2014, e ainda assim respeitando frequência e tensão o sistema funcionou muito bem. Entramos numa fase que o consumo cai por conta do inverno e a expectativa é que transcorra bem esse período seco. ”
O caso começou logo depois das 7 horas da manhã do domingo, 16. De acordo com a UTE (empresa uruguaia de energia) a falha que originou o desligamento teve origem na Argentina. A interconexão dos países levou ao efeito cascata que afetou não somente aquele país, mas teve efeitos em cidades de outras nações.
Na nota da UTE é explicado o funcionamento do sistema, que avalia a relação entre demanda e oferta. Quando a demanda cai na mesma proporção. “Ao se registrar uma queda grande na Argentina, as proteções no sistema no lado uruguaio atuaram automaticamente (assim como nos demais países interconectados)”, explicou.
Em nota, divulgada na manhã desta segunda-feira, 17, a empresa afirmou que as investigações sobre o distúrbio ainda estão em curso e informará assim que obter os resultados da análise que está sendo conduzida.
Segundo explicações disponíveis até o momento, a argentina Edesur apontou que o problema ocorrido no Sistema Argentino de Interconexão (SADI), que corresponde ao nosso SIN, teve origem na linha de transmissão entre as usinas de Yacyretá e Salto Grande, no litoral daquele país que afetou ambos os vizinhos brasileiros. Às 16h12 minutos 95% dos clientes estavam reconectados, segundo a empresa. O apagão afetou cerca de 47,4 milhões de habitantes, sendo 44 milhões na Argentina e 3,4 milhões no Uruguai.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102798/brasil-auxiliou-argentina-e-uruguai-no-apagao
O ONS afirma ter acompanhado com atenção o evento e no início da tarde enviou a pedido, energia para ambos os países para ajudá-los no processo de restabelecimento do fornecimento. Segundo o informativo diário (IPDO), o intercâmbio para a Argentina, via conversoras Garabi I e II foi nulo pelo bloqueio automático. Já para o Uruguai o intercâmbio deu-se via a conversora de Rivera das 12h13 às 15h30 para atendimento à Argentina. Além disso, via a conversora de Uruguaiana, das 13h11 às 14h43 e das 15h22 às 17h15 para atendimento ao Uruguai.
Para o intercâmbio internacional estavam programados 417 MW médios mas foram realizados 281 MW médios. Por Garabi I foram exportados 57 MW médios, na Garabi II 212 MW médios, 10 MW médios por Rivera e mais 2 MW médios por Uruguaiana.
O diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, comentou nesta segunda-feira, 17, durante o Ethanol Summit, em São Paulo, que não há riscos de o país sofrer um problema como os vizinhos. Ele destacou que o país teve um teste importante no início do ano com os seguidos recordes de demanda.
“Não há risco de uma coisa como essa acontecer no Brasil. Estamos trabalhando para que não aconteça no Brasil. A gente acha que não devemos sofrer nada parecido com isso, o sistema tem sido bastante resiliente. Em janeiro tivemos uma quantidade enorme de distúrbios no país inteiro, ficamos sem Angra 2, com um consumo muito alto, tivemos cinco recordes em janeiro, coisa que não acontecia desde 2014, e ainda assim respeitando frequência e tensão o sistema funcionou muito bem. Entramos numa fase que o consumo cai por conta do inverno e a expectativa é que transcorra bem esse período seco. ”
O caso começou logo depois das 7 horas da manhã do domingo, 16. De acordo com a UTE (empresa uruguaia de energia) a falha que originou o desligamento teve origem na Argentina. A interconexão dos países levou ao efeito cascata que afetou não somente aquele país, mas teve efeitos em cidades de outras nações.
Na nota da UTE é explicado o funcionamento do sistema, que avalia a relação entre demanda e oferta. Quando a demanda cai na mesma proporção. “Ao se registrar uma queda grande na Argentina, as proteções no sistema no lado uruguaio atuaram automaticamente (assim como nos demais países interconectados)”, explicou.
Em nota, divulgada na manhã desta segunda-feira, 17, a empresa afirmou que as investigações sobre o distúrbio ainda estão em curso e informará assim que obter os resultados da análise que está sendo conduzida.
Segundo explicações disponíveis até o momento, a argentina Edesur apontou que o problema ocorrido no Sistema Argentino de Interconexão (SADI), que corresponde ao nosso SIN, teve origem na linha de transmissão entre as usinas de Yacyretá e Salto Grande, no litoral daquele país que afetou ambos os vizinhos brasileiros. Às 16h12 minutos 95% dos clientes estavam reconectados, segundo a empresa. O apagão afetou cerca de 47,4 milhões de habitantes, sendo 44 milhões na Argentina e 3,4 milhões no Uruguai.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53102798/brasil-auxiliou-argentina-e-uruguai-no-apagao
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