Regras darão as bases para instalação de investimentos bilionários no país.
A Câmara dos Deputados aprovou nessa terça-feira em votação simbólica projeto de lei que cria o marco legal para exploração de hidrogênio de baixo carbono no Brasil. A pedido do governo, a maioria dos incentivos tributários, regulatórios e tarifários para o setor foram excluídos da proposta, que seguiu para análise do Senado Federal.
Relator do projeto, o deputado Bacelar (PV-BA) o marco legal dará as bases para instalação de investimentos bilionários no Brasil. “Mais de 50 projetos de transição energética serão viabilizados, a maioria na região Nordeste do país”, afirmou.
Apesar do avanço da proposta, o setor privado viu com ressalvas a aprovação porque a maioria dos incentivos esperados acabou fora do projeto. O Ministério da Fazenda sustentou que não há espaço para a criação de novos incentivos tributários em meio à tentativa de zerar o déficit nas contas públicas e nem condições de repassar os gastos para os consumidores via tarifa elétrica.
Saíram do marco legal a obrigatoriedade de contratar fontes a base de hidrogênio nos leilões de geração de energia e de direcionar parte dos recursos de Itaipu para projetos deste setor. Também caíram desonerações de impostos para compra de máquinas e equipamentos.
Com isso, o principal incentivo que será criado é o Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixo Carbono (Rehidro). O texto, contudo, reproduz os benefícios de um programa já existente, o Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) — e o governo já tinha prometido incluir o setor de hidrogênio via decreto.
As alternativas para financiamento dos projetos serão a emissão de debêntures, os benefícios do Reidi ou a instalação das fábricas em zonas de processamento as exportações (ZPEs), caso o objetivo seja enviar a produção para fora do país. Outra possibilidade é o “fundo verde” do Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten), presente em outro projeto que deve ser votado nesta quarta-feira pela Câmara.
Presidente do Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (FMASE), Marcelo Moraes afirmou que o projeto não trará investimentos na velocidade e no montante esperado pelo Brasil porque outros países, como Alemanha e Estados Unidos, estão dando recursos a fundo perdido para atrair essas empresas. “Os caras vieram com meio trilhão de dólares em incentivos e nós com um pacote conceitual”, disse. “Não sei se chega a inibir os grandes “players” porque o Brasil tem atrativos que outros lugares do mundo não têm, principalmente de energia renovável para produzir o hidrogênio verde, mas com certeza ficou mais difícil colocar os projetos em pé no curto prazo.”
A parte “conceitual”, considerada pela iniciativa privada um avanço, são as regras para precificação do carbono, para instalação das infraestruturas necessárias, certificação e a taxonomia (o sistema de classificação das diferentes formas de se obter hidrogênio). É o marco regulatório que dará as bases para a exploração deste tipo de energia.
O projeto foi o primeiro da “pauta verde” da Câmara a ser votado. Nesta quarta-feira, deve entrar em discussão o marco legal para exploração de usinas eólicas offshore (em alto-mar). O texto era mais consensual, por estabelecer regras para essa atividade, mas causou grande divergência após o parecer do deputado Zé Vitor (PL-MG) mexer com incentivos tarifários e regulatórios do setor. Ele prometeu retirar parte deles, como a alterações no mercado livre de energia (os grandes consumidores). Já o projeto que regulamenta o mercado de carbono não deve mais ser votado esta semana.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Luciana Costa indicou ainda que país pode ir além da neutralidade de carbono e ter "emissões negativas".
A diretora de Infraestrutura, Transição Energética e Mudança Climática do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Luciana Costa, afirmou em entrevista à CNN nesta segunda-feira (27) que o Brasil será, até 2030, o país mais competitivo do mundo na produção de hidrogênio verde.
O Plano Nacional de Hidrogênio Verde, em documento trienal (2023 a 2025), expressa os objetivos do governo Lula para a fonte energética.
A ideia é quem até 2025 estejam disseminadas plantas piloto da fonte em todas as regiões do Brasil. Já até 2030, a ideia é de que o país seja o mais competitivo na área. Para 2035, o MME quer consolidar hubs de hidrogênio de baixo carbono pelo território.
A diretora participou de um evento na sede da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) sobre a matriz energética. Em sua apresentação, indicou que o Brasil pode ir além da neutralidade de carbono e ter “emissões negativas”.
Para ser considerada “carbono neutra” é necessário que o país emita e retire carbono da atmosfera em volume equivalente. Para ser negativo, a captura de carbono da deve ser superior às emissões.
Costa ainda afirmou que 50% das emissões brasileiras advém do desmatamento, e destacou números do governo Lula no combate destas atividades.
A diretora ressaltou ainda que países desenvolvidos, com emissões concentradas em processos industriais e energia elétrica, têm previsão de descarbonização mais custosa.
“Se a gente zerar o desmatamento até 2030, o Brasil já consegue cumprir o Acordo de Paris. Então a gente pode, sim, até ser carbono negativo até 2050”.
Fonte e Imagem: CNN Brasil

'Jabutis' inseridos no projeto que regulamenta a geração de energia eólica em alto-mar terão custo bilionário, segundo a Frente Nacional dos Consumidores de Energia.
A Câmara dos Deputados pode votar nesta terça-feira o projeto de lei que estabelece o marco regulatório para a geração de energia eólica offshore (em alto-mar). O projeto, no entanto, traz uma série de "jabutis" (propostas alheias ao texto original) que foram incorporados ao texto e podem encarecer a conta de luz em até R$ 28 bilhões por ano, segundo a Frente Nacional dos Consumidores de Energia, que reúne diversas entidades no setor.
De acordo com o presidente da Frente, Luiz Eduardo Barata, ex-diretor-geral do ONS, o deputado Zé Vitor (PL-MG), relator do projeto, incorporou os chamados "jabutis" na reta final das discussões.
— O projeto veio do Senado, quando chegou na Câmara, foi até melhorado, mas na reta final foram incorporadas propostas que são um verdadeiro show de horrores para os consumidores — afirmou.
Os chamados "jabutis" são propostas que pegam carona em outros projetos de lei, que não são o objeto principal da proposta. Geralmente, são assuntos polêmicos, que acabam sendo aprovados sem discussão.
Barata diz que a medida mais cara inserida de última hora tem relação com as termelétricas nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste, movidas a gás, e que terão obrigatoriamente que ser contratadas pelo setor. Essas usinas foram inseridas no projeto de privatização da Eletrobras, e agora podem ficar ainda mais caras.
— A privatização da Eletrobras incluiu a obrigatoriedade de se construir térmicas a gás em regiões que não tem fornecimento de gás. Agora, esse jabuti permite que preço teto de contratação do gás seja definido pelas próprias distribuidoras de gás. Ou seja, quem vende vai definir o preço que será obrigatoriamente comprado pelos consumidores. A conta pode chegar R$ 16 bilhões — afirmou.
Além disso, explica, há R$ 8,6 bilhões em custos extra para a contratação de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), mais R$ 500 milhões para a contratação de energia eólica no Sul do país, e a contratação de térmicas a hidrogênio verde, por mais R$ 3 bilhões.
— O projeto de lei em si já nos parece sem sentido, porque a eólica offshore (no mar) custa quatro vezes o valor da eólica onshore (em terra), e ainda temos muito potencial em terra. O problema é que além disso ainda vieram os jabutis, com essa conta bilionária — disse.
Entre os assinantes da comunicação da Frente estão a Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace), a Associação dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE), a Associação Brasileira das Indústrias de Vidro (ABIVIDRO) e Instituto Brasileiro de Defesa do Consumidor (IDEC), entre outras.
Procurado, o deputado Zé Vitor, relator do projeto, não retornou aos pedidos de entrevista.
Fonte e Imagem: O Globo.

Construído numa parceria de privados e públicos, o marco regulatório das usinas híbridas tem potencial de mudar o setor energético.
No sertão nordestino, na fronteira entre o Piauí e Pernambuco, um novo parque da Auren Energia, empresa oriunda da integração dos ativos de energia da Votorantim S.A e do CPP Investments e que atua como geradora de energias renováveis e comercializadora, que começou a operar na sexta-feira, 24, promete ser a vanguarda da energia renovável. Batizado de Sol do Piauí, ele opera durante o dia para captar energia solar e durante a noite como eólico. O conceito não é novo, mas a regulamentação, sim. Em um trabalho conjunto entre a iniciativa privada e de autarquias públicas, como a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o projeto, que começou a ser articulado em 2018, gerará as primeiras cargas de energia sob a nova regulação.
Ao todo, foram investidos 255 milhões de reais na estrutura. O projeto funcionará no modelo de parque associado, no qual a estrutura da nova usina solar com capacidade inicial para gerar 48,1 MegaWatts (MW) será instalada em um terreno ao lado do já existente parque eólico Ventos do Piauí I, com uma subestação de transmissão compartilhada. A energia do projeto solar irá complementar a produção do projeto eólico, cuja geração é mais intensa no período noturno por causa da característica dos ventos na região.
Antes da regulamentação, empresas instalavam parques solares e eólicos em terrenos próximos, mas não compartilhavam a mesma linha de transmissão, por falta de regras. Por isso, a grande novidade do novo projeto é utilizar a estrutura de transmissão já instalada, o que economiza recursos das empresas, além de resultar em uma complementaridade temporal entre as diferentes fontes de geração elétrica.
"Com o parque associado, diminuímos a variação de energia entregue no ponto de transmissão, porque essas fontes de energia são sazonais durante o ano", explica Henrique Barbosa, gerente de operação e manutenção de parques eólicos da Auren, enquanto dirige o carro que leva a equipe da EXAME até as instalações fotovoltaicas.
Na prática, a hibridização permite que fora das "safra dos ventos", período entre junho e setembro no qual os ventos são mais fortes na região, o parque consiga manter constante a geração de energia, pela complementação da geração solar. Além disso, empresas terão diminuição de custo pela otimização da utilização do sistema de transmissão. Por exemplo, será mais barato instalar um parque solar utilizando a mesma linha de transmissão e subestação do eólico já em funcionamento. Antes da regulamentação, a implementação era “individualista”, cada fonte tinha seu rito processual para entrar em operação.
"A combinação de fontes de energia com diferentes perfis de produção horária possibilita a otimização e utilização da capacidade ociosa do sistema de transmissão de energia. Para a matriz elétrica brasileira é muito importante e para nós, como companhia, é essencial para entregar valor para o nosso cliente. Sofremos menos com a sazonalidade", diz Barbosa enquanto o carro se próxima da instalação solar preparada para entrar em operação.
A EXAME visitou com exclusividade a operação perto do lançamento. De Araripina, cidade em Pernambuco com 85.000 habitantes, onde a maioria dos funcionários da empresa moram, foram mais de 88 km até chegar ao parque em Curral Novo, município de apenas 5.000 habitantes no Piauí. Entre pequenos vilarejos com igrejas, academias e bares, e uma longa estrada de terra, se passaram mais de uma hora.
O tempo fechado com ventos fortes e ameaça de chuva durante a visita ao parque — considerado raro para a região —, frustrou a ideia de observar a luz do sol refletindo nos painéis solares. Mas alegrou a população local, que enfrenta forte seca nos últimos meses. "Acho que essa foi uma das piores secas dos últimos 26 anos", diz Maria Juscilene Silva Lima Cardoso, de 49 anos, produtora rural com uma pequena propriedade na Serra do Inácio, a 20 minutos de carro de Curral Novo.
A instalação do parque eólico, desde 2018, provocou um impacto na região. Além da geração de empregos diretos e indiretos, a empresa buscou levar energia elétrica para as escolas dos vilarejos mais remotos, realizou melhorias em casas próximas ao parque — para diminuir os efeitos dos ruídos provocados pelas gigantes estruturas eólicas — e lançou programas de empreendedorismo e para boas práticas no campo.
Um exemplo é o restaurante Sabor Sertanejo, administrado por Eliane Delmondes, empresária e produtora local. Depois da chegada da Auren e de outras empresas do setor de energia, o negócio prosperou. Ela abriu uma nova unidade em outra região, começou participar de licitações públicas, além de fechar contratos de fornecimento de alimentação com as empresas da região.
Em contrapartida, artigos publicados pelo Observatório da Energia Eólica, rede de pesquisadores de universidades públicas de cinco estados brasileiros, alertam que, em conjunto com o avanço dos parques eólicos e solares é necessário um plano de benefícios sociais para a população que vive nos arredores dessas estruturas, uma vez que os impactos negativos passam pela emissão de ruído com consequências para a saúde humana.
"Essa obra trouxe e traz muitos benefícios para a região onde ela está instalada no estado do Piauí, que é muito pobre, mas com duas potencialidades hoje muito valorizadas: a irradiação solar e a energia dos ventos", diz Sandoval de Araújo Feitosa Neto, diretor-geral da Aneel, em entrevista exclusiva à EXAME.
Papel da Aneel e o potencial do setor
Em 2021, a Aneel aprovou a regulamentação para o funcionamento de usinas híbridas e associadas. O normativo trouxe as definições e as regras para a outorga — a permissão de operação — desses empreendimentos e para a contratação do uso dos sistemas de transmissão, além de definir a forma de tarifação dessas usinas e da aplicação dos descontos legais nas tarifas.
"A energia gerada no parque híbrido da Auren é equivalente a uma cidade de 80.000 habitantes. Apenas para entender a dimensão, esse parque poderia gerar energia elétrica para a terceira maior cidade do estado do Piauí, Picos, com 83.000 habitantes", explica o diretor-geral da Aneel.
Segundo dados técnicos do setor, o Brasil tem capacidade de produzir de 22 a 25 GigaWatts (GW) de energia eólica. A região Nordeste é responsável por 90% da produção nacional. Em 2022, o Brasil foi o terceiro país no mundo que instalou mais parques eólicos — e o sexto maior gerador de energia eólica do mundo. v No caso da energia solar fotovoltaica, em 2022, a produção representou 4,4% da matriz energética brasileira, um salto em relação à 2021, quando era de 2,5%. Dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) apontam que a representatividade da fonte na matriz brasileira pode saltar dos atuais 4% para até 15% até 2050 em geração centralizada.
A regulamentação que une essas duas fontes de geração de energia com potencial no Brasil, e possibilita a melhor utilização do espaço físico e economia de recursos das empresas por utilizar uma estrutura já existente, representa um avanço do Brasil no desafio da expansão desse de energias renováveis. O plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2031, lançado em 2022, destaca que as fontes eólicas e solar vão se tornar as principais matrizes enérgicas do país nos próximos anos.
Estima-se que a capacidade instalada de geração elétrica brasileira atinja o nível de renovabilidade de 83% em 2031. Hoje, é de 47,4%, segundo o Balanço Energético Nacional 2023. "Você gera mais energia elétrica em um único local, agrupando o potencial energético do Brasil. Já temos dois grandes parques em operações e esperamos avançar mais", afirma Sandoval.
A Auren foi a primeira empresa a ter aprovação da Aneel para implementação do novo modelo, além de participar do processo de estudos para a definição do marco legal dos parques híbridos. Em março deste ano, a Neoenergia utilizou a nova regra e inaugurar um parque associado. Sua estrutura é formada por 15 parques eólicos e 136 aerogeradores com capacidade instalada de 471,2 Megawatts (MW). Além disso, conta com 228.000 painéis solares com potência instalada de 149,2 megawatts-pico.
No início dos anos 2010, esse tipo de usina elétrica era utilizada apenas em regiões com sistemas pequenos, como ilhas. Porém, nos últimos anos, países como Índia, Austrália, Estados Unidos, Reino Unido e China estudaram e começaram a explorar a hibridização. Eles, inclusive, são citados nos estudos da Empresa de Pesquisa Energética para o desenvolvimento das regras brasileiras para a hibridização. A geração hibrida é vista pelos países como uma forma de cumprimento das metas de expansão de energias renováveis com melhor utilização das terras.
Fonte e Imagem: Exame.

Rascunho de documento prevê ainda compromisso pela redução do carvão e duplicação da eficiência energética.
O Brasil assinou um acordo para triplicar a energia renovável até 2030 e se afastar do uso do carvão. A informação foi divulgada pela agência Reuters nesta sexta-feira (24) e confirmada à Folha pelo Ministério de Relações Exteriores.
"O Brasil analisou e vai se associar à declaração", afirma o secretário de Clima, Energia e Meio Ambiente do Itamaraty, André Corrêa do Lago.
Ele ressalta que a ideia do acordo é triplicar a capacidade de geração de renováveis no mundo, como um todo. "Não dá para triplicar no Brasil", diz. Atualmente, 48% da matriz energética brasileira já vêm de fontes renováveis, número que sobe para 83% se for considerada apenas a geração de energia elétrica.
"A gente vai trabalhar com outros países em bioenergia, etanol, eólica, solar, hidrelétrica, tudo o que a gente puder", explica o embaixador. "O Brasil quer, naturalmente, participar do esforço internacional para aumentar o número de renováveis."
A assinatura brasileira se junta a um possível acordo articulado para a COP28 (conferência da ONU sobre mudanças climáticas), já apoiado por União Europeia, Estados Unidos e Emirados Árabes Unidos.
O Brasil é agora um dos cerca de cem países a assinar o acordo, segundo uma autoridade europeia familiarizada com o assunto.
Fontes disseram à Reuters neste mês que o objetivo é que o acordo seja oficialmente adotado pelos líderes participantes das negociações climáticas da COP28, que começam na próxima semana em Dubai, nos Emirados Árabes.
A embaixada do Brasil em Abu Dhabi afirmou em uma carta ao Ministério das Relações Exteriores dos Emirados Árabes Unidos que o país iria aderir ao acordo intitulado "Compromisso Global de Metas de Energia Renovável e Eficiência Energética".
O Brasil já tem uma participação importante no setor de energia renovável. A maior parte da eletricidade do país vem de usinas hidrelétricas, com a geração de energia solar e eólica se expandindo rapidamente.
O carvão representa pouco mais de 1% da eletricidade do Brasil, de acordo com estatísticas oficiais.
A minuta sobre energia renovável, analisada pela Reuters, compromete-se com "a redução gradual ininterrupta da energia do carvão", incluindo o fim do financiamento de novas usinas elétricas movidas a carvão.
Também inclui um compromisso de dobrar a taxa anual global de melhoria da eficiência energética para 4% ao ano até 2030.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

Presidente da República disse que questão climática será uma das prioridades do Brasil durante mandato à frente do G20.
A transição energética para combater as mudanças climáticas será uma das prioridades do Brasil à frente do G20, afirmou o presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva (PT), nesta quinta-feira (23/11), durante a reunião de instalação da Comissão Nacional do G20, em Brasília.
O país assume, a partir de 1ª de dezembro, a liderança do grupo pelo período de um ano. O G20 reúne chefes de Estado e de Governo das principais economias do mundo, para discussão de temas importantes para o planeta que tenham ligação com a cooperação econômica internacional.
“Essa transição energética se apresenta para o Brasil como a oportunidade que nós não tivemos no século XX de termos no século XXI a possibilidade de mostrarmos ao mundo que quem quiser utilizar energia verde para produzir aquilo que é necessário à humanidade. O Brasil é o porto seguro para que as pessoas possam vir aqui fazer os seus investimentos e fazer com que esse país se transforme num país definitivamente desenvolvido”, disse Lula.
De acordo com Lula, os outros temas prioritários será o combate à pobreza e a rediscussão da governança mundial.
Ao longo do mandato brasileiro, segundo o governo federal, estão previstas mais de 100 reuniões dos grupos de trabalho e forças-tarefa que compõem o G20, tanto presenciais quanto virtuais, em nível técnico e ministerial, em cidades-sede das cinco regiões do Brasil.
A reunião de cúpula será realizada no Rio de Janeiro nos dias 18 e 19 de novembro de 2024.
Veja a íntegra do pronunciamento do presidente Lula na reunião de instalação da Comissão Nacional do G20.
Bem, primeiro, eu queria agradecer a presença de todos os ministros. E parece que falta um companheiro que não pôde vir por problemas outros, importantes. Companheiro Arthur Lira (presidente da Câmara dos Deputados), a presença do presidente da Suprema Corte, o nosso Ministro Barroso, e a novidade, para quem achava que o Banco Central não participava de reunião, o Roberto Campos é do Banco Central, que está cumprindo aqui uma tarefa tão importante quanto a nossa de participar dos compromissos do G20. Essa reunião aqui é uma reunião de instalação da Comissão Nacional para coordenação da presidência do G20.
Eu queria lembrar os companheiros que possivelmente seja o mais importante evento internacional que o Brasil vai assumir a responsabilidade de coordenar. São as 20 maiores economias do mundo, junto com os convidados, que sempre vem mais um grupo de países. A gente vai ter aqui no Brasil uma reunião histórica para o nosso país e uma reunião que eu espero que ela possa tratar dos assuntos que são os assuntos que nós precisamos parar de fugir e tentar resolver os problemas. Um deles é a questão da desigualdade, a questão da fome e a questão da pobreza.
Não é mais humanamente explicável o mundo tão rico, com tanto dinheiro atravessando o Atlântico, e a gente ter tanta gente ainda passando fome. Um outro assunto que a gente vai discutir com muita força é a questão climática, a questão da transição energética.
Essa transição energética se apresenta para o Brasil como a oportunidade que nós não tivemos no século XX de termos no século XXI a possibilidade de mostrarmos ao mundo que quem quiser utilizar energia verde para produzir aquilo que é necessário à humanidade, o Brasil é o porto seguro para que as pessoas possam vir aqui fazer os seus investimentos e fazer com que esse país se transforme num país definitivamente desenvolvido.
Um terceiro tema que nós vamos discutir é a questão da governança mundial. Quer dizer, não é possível que as instituições de Bretton Woods, do Banco Mundial, FMI e tantas outras instituições financeiras continuem funcionando como se nada estivesse acontecendo no mundo, como se estivesse tudo resolvido. Muitas vezes instituições que emprestam dinheiro não com o objetivo de salvar o país que está tomando dinheiro emprestado, mas para pagar dívida, sabe, e não para produzir um ativo produtivo, numa demonstração de que não há contribuição para salvar a vida dos países.
Nós estamos indo, nós estamos vendo o que aconteceu na Argentina, nós estamos vendo o continente africano com US$ 800 bilhões de dívida e que se não houver uma rediscussão de como fazer financiamento para os países pobres, a gente não vai ter solução. Os ricos vão continuar ricos, os pobres vão continuar pobres e quem está com fome, vai continuar com fome.
Então, nós queremos aproveitar o Brasil e fazer essa grande discussão, além do que nós vamos ter uma novidade que depois o Márcio (Macêdo, ministro da Secretaria-Geral da Presidência da República) vai explicar, é que nós vamos fazer aqui um grande evento de participação popular. Nós vamos tentar envolver a sociedade brasileira sem nenhum veto a qualquer segmento da sociedade para participar e construir propostas, para que a gente possa terminar o G20 e ter algo concreto para que a gente possa dizer ao povo brasileiro e ao mundo que a gente vai começar a mudar.
O Lira estava me dizendo uma coisa aqui que ele pretende fazer, que é tentar fazer um encontro de mulheres, que as mulheres vão ser muito empoderadas nesse G20. É importante as companheiras mulheres que estão aqui, sabe, ter em conta. Ele está pretendendo fazer o encontro de mulheres parlamentares, o que eu acho uma coisa, porque vai ter também encontro de parlamentares. Nós não vamos deixar nenhum segmento da sociedade fora do debate do G20. E a gente vai criar aqui uma coisa importante, e hoje é importante anunciar para vocês que a gente vai, que nós estamos criando duas forças-tarefas. Uma contra a fome e a desigualdade e outra contra a mudança do clima. E também vamos lançar uma iniciativa para a bioeconomia. Haddad (Fernando Haddad, ministro da Fazenda), se prepare com a sua turma para fazer, apresentar um bom projeto. E ainda vamos instalar um grupo de trabalho sobre empoderamento das mulheres, implementando as decisões adotadas por todos nós na Cúpula de Líderes de Nova Delhi, tá?
Eu queria, ao passar a palavra para o Mauro Vieira (ministro das Relações Exteriores), dizer para vocês o seguinte: é o evento mais importante que nós estamos sediando. Eu acho que é mais importante, do ponto de vista político, do que uma Copa do Mundo. E acho que os ministros têm que ter consciência do seguinte: todo mundo vai ter muita tarefa, mas é importante vocês não esquecerem que vocês foram eleitos, indicados ministros para governar o Brasil, que, portanto, a prioridade é a função para a qual vocês foram escolhidos para ser ministros. Significa que vocês vão ter que trabalhar mais do que já estão trabalhando. Significa que vocês vão ter que se virar em dois ou em duas para que a gente possa atender às necessidades da organização do G20 e para que a gente não possa deixar a peteca cair porque, se esse primeiro ano foi o primeiro ano de reconstrução das coisas que nós tivemos que recolocar nesse Brasil, Haddad, o ano que vem é o ano de a gente colocar o pé na estrada, visitar esse país, conversar com prefeitos, conversar com governadores, conversar com deputados, conversar com senadores e, sobretudo, conversar com o povo, que tem expectativa que a gente atenda os interesses que eles estabeleceram durante o processo eleitoral.
Então, estejam atentos. É uma tarefa árdua, é a primeira vez. Nós não temos experiência, nós vamos adquirir experiência com quem já fez o G20, por isso a coordenação vai ficar muito sobre o Itamaraty e sobre a Fazenda e vai ter grupos de trabalhos específicos. E eu espero que vocês deem de vocês, como diz uma jogadora de futebol feminino ou um jogador, que vocês deem o seu melhor para que a gente possa colher o “mais melhor”. Tá? É isso.
Eu agora passo a palavra ao companheiro Mauro, nosso ministro das Relações Exteriores, para explicar um pouco o que vai acontecer. Depois vai falar o companheiro Haddad, depois vai falar o companheiro Márcio para mostrar a participação popular e depois, então, está encerrado esse evento e vamos continuar o nosso dia a dia. Mauro, com a palavra.
Fonte e Imagem: epbr.

Segmento se movimenta para frear ajuda a projetos de geração de energia renovável.
No dia de divulgação do relatório da proposta de Lei de Diretrizes Orçamentárias (LDO) de 2024, ganhou força nesta quarta-feira o rumor de que o governo enviará, ao Congresso, uma medida provisória (MP) para estender o prazo de vigência de subsídios oferecidos a projetos de geração de energia renovável, entre outras fontes incentivadas.
Os dois movimentos concomitantes, segundo fontes ouvidas pelo Valor, partiram de estratégia do relator da peça orçamentária, deputado Danilo Forte (União-CE). Ele teria aproveitado o poder de barganha na negociação do relatório da LDO para avançar com a pauta que defende abertamente: incentivos a parques eólicos, em parte no Ceará.
No governo, nem Casa Civil, responsável pela análise final das MPs, nem o Ministério de Minas e Energia, órgão que propõe e executa as políticas do setor, assumiram a iniciativa de elaborar e enviar a MP ao Congresso.
Ontem, integrantes do setor davam como certo o envio da MP, inclusive com data supostamente definida. Uma entidade chegou a remarcar evento para acomodar a suposta solenidade de assinatura do texto, na manhã desta quinta-feira. A cerimônia, porém, não constava nas agendas do presidente da República e de ministros até a conclusão desta edição.
Fora os empresários da geração de energia eólica e solar, o setor elétrico em peso tem unido esforços para combater a alta carga de subsídios que oneram as contas de luz. Em declarações públicas, o próprio ministro Alexandre Silveira, manifesta apoio.
Ontem, a “Folha de S.Paulo” informou que a minuta da MP prevê a extensão do incentivo por mais 36 meses. Até o momento o texto da MP é desconhecido.
O benefício é dado com desconto de 50% no custo do “fio”, tarifas de transmissão e distribuição (Tust e Tusd). Em 2021, o estímulo já havia sido estendido por 12 meses para novos pedidos de outorga de projetos, também com 48 meses para entrar em operação comercial a partir da autorização. Houve no setor uma “corrida ao ouro”, com avalanche de pedidos na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Se a MP for confirmada, é esperada uma reação semelhante.
O “Subsidiômetro”, ferramenta de cálculo da Aneel, indica que os consumidores brasileiros pagaram neste ano R$ 8,7 bilhões em subsídios às fontes incentivadas na tarifa, entre janeiro e novembro. É a maior rubrica dentro do montante total de R$30,6 bilhões acumulados até este mês.
A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia (Abrace), que se opõe à prorrogação dos subsídios, confirmou ao Valor que a MP vai gerar o impacto de R$ 6 bilhões ao ano na CDE, o fundo que reúne os encargos repassados para a conta de luz. Os efeitos seriam sentidos a partir de 2029, segundo informou a entidade.
Na terça-feira, a Frente Nacional dos Consumidores de Energia divulgou “carta aberta” dirigida ao presidente Luiz Inácio Lula da Silva para alertá-lo sobre os efeitos do envio da MP ao Congresso, se for confirmada.
“Essa nova iniciativa dos poderes Executivo e Legislativo representa um enorme desrespeito à totalidade dos consumidores brasileiros, já massacrados pelo volume de subsídios sempre crescentes”, disse Luiz Eduardo Barata Ferreira, presidente da Frente, em entrevista ao Valor.
A Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace) destacou que “vê com assombro” a possibilidade de prorrogação dos descontos na Tusd e Tust.
O Instituto Acende Brasil, o União pela Energia e o ex-diretor da Aneel e colunista do Valor, Edvaldo Santana, engrossaram o coro contra a MP. Santana classificou a medida como “hipocrisia elétrica” que vai aumentar a conta de luz dos brasileiros.
Procurada, a Casa Civil informou que “ainda não chegou proposta formal”. “Como ocorre com qualquer outra proposta de MP, a mesma tem origem em seu órgão setorial e será examinada a partir do momento que chegar à Casa Civil”.
(Colaboraram Renan Truffi e Raphael Di Cunto, de Brasília)
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Ampliação de investimentos em projetos como hidrogênio verde e eólicas em alto-mar abre divergência no governo.
O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, disse que vai "cumprir à risca" a determinação do presidente Luiz Inácio Lula da Silva de fazer do Brasil líder em transição energética no mundo. O executivo se reuniu com Lula nesta terça-feira para discutir o plano de negócios da companhia, que será apreciado pelo Conselho de Administração da empresa amanhã.
Ele, como líder desse país, afirmou que essa transição é extremamente importante e o país precisa ser líder nisso. (...) Mais uma vez, ele ratificou isso conosco e vamos cumprir à risca o que o presidente determinar, porque a Petrobras é uma empresa do Estado brasileiro, claro dentro da composição de regras de governança, satisfação à sociedade e cumprimento com os ritos. A Petrobras voltou e tem um papel importantíssimo como líder desse processo de transição energética e transformação da sociedade — disse Prates.
O presidente da Petrobras participou do evento “A neoindustrialização e a transição energética brasileira”, promovido por O GLOBO e Valor Econômico, no Rio.
O investimento em projetos de transição energética, como hidrogênio verde e eólicas em alto-mar, provocou um racha no conselho da Petrobras e divergências no governo.
Prates, porém, voltou a defender o investimento em projetos de eólicas offshore no evento. — É importante falar de projetos eólicos offshore agora? É. Eles vão acontecer amanhã? Não. Mesmo que nós estivéssemos uma lei aprovada agora e os leilões comecem ano que vem, os projetos vão levar sete anos. Mas até lá nós temos que estar no jogo. Por isso, disse ele, a empresa assinou parcerias para desenvolver esses projetos.
Segundo a colunista Malu Gaspar, os ministros Rui Costa (Casa Civil) e Alexandre Silveira (Minas e Energia) estão se movimentando para substituir Prates na presidência da Petrobras.
Além da insatisfação com o preço dos combustíveis — o petróleo está em queda no mercado internacional, mas a Petrobras não baixa os preços nas suas refinarias — os ministros questionam o direcionamento de recursos para projetos que só darão retorno no longo prazo.
Isso teria irritado Lula, com revelou a colunista Vera Magalhães. A preocupação governo seria destravar projetos capazes de gerar ganhos de imagem para o presidente, que gerasse novas vagas de trabalho.
Cabe à estatal uma das fatias mais volumosas do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), a vitrine de obras e geração de empregos do governo.
Fonte e Imagem: O Globo.

“Temos um mix de fontes energéticas e participantes muito saudáveis, aparecemos como um país pacífico e grande o suficiente para ser relevante em escala global, mas precisamos acelerar o passo na regulação e na capacidade de influir em normas globais”.
O Brasil precisa acelerar o passo na regularização e na capacidade de influir nas normas globais relacionadas à transição energética, disse nesta quarta-feira a ex-presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) Clarissa Lins.
O ambiente de tensão geopolítica é fundamental para entender a possibilidade de diferenciação do país, de acordo com a executiva, que participou do seminário “A neoindustrialização e a transição energética brasileira”, promovido pela Editora Globo, no Rio.
As dimensões continentais do Brasil incluem mercado, volume e uma base energética diversificada, competitiva e atraente, segundo ela.
“Temos um mix de fontes energéticas e participantes muito saudáveis, aparecemos como um país pacífico e grande o suficiente para ser relevante em escala global, mas precisamos acelerar o passo na regulação e na capacidade de influir em normas globais”, afirmou Lins, que é sócia-fundadora a Catavento Consultoria.
Segundo a especialista, o Brasil está praticamente uma década à frente do mundo quando se fala em matriz energética renovável. “Uma matriz energética 47% renovada é onde a média global gostaria de estar em 2035, 2036”, disse. As hidrelétricas, lembra, foram essenciais para esse posicionamento hoje.
“Também temos as alavancas necessárias para nos posicionar muito bem nessas novas fronteiras tecnológicas de baixo carbono, como hidrogênio verde (...), mas também captura de carbono. A Petrobras hoje já é o maior ator individual a deter na tecnologia de captura e armazenamento de carbonos reservatório”, disse.
“Se olharmos para o livro de desenvolvimento tecnológico que deveríamos estar em 2030, temos conseguido cobrir. Entretanto, não conseguimos fazer isso de uma maneira uniforme e em todas as frentes necessárias.”
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Projetos devem exigir R$ 18,2 bilhões em aportes.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (21) a minuta do edital do primeiro leilão de transmissão de energia de 2024, com projetos que deverão exigir ao todo R$ 18,2 bilhões em investimentos para sua implantação.
Marcado para 28 de março de 2024, o certame oferecerá 15 lotes de transmissão, prevendo a construção de 6,46 mil quilômetros de linhas e novas subestações com 9.200 MW em capacidade de transformação.
As instalações, distribuídas em 14 estados, visam principalmente reforçar o escoamento da energia gerada no Nordeste, diante do forte crescimento das fontes renováveis eólica e solar na região, para centros de consumo do Sudeste e Sul.
O Brasil deu início neste ano a uma bateria de grandes leilões de transmissão de energia, para expandir sua rede nacional e permitir que mais geração renovável seja incorporada à matriz sem gargalos para seu aproveitamento.
Em dezembro o país deverá realizar o maior certame da história, com recorde de aportes de 21,7 bilhões de reais para implantação dos empreendimentos.
Assim como os últimos editais aprovados pela Aneel, as regras para a concorrência trazem inovações para evitar que vençam projetos empresas sem capacidade técnica ou financeira para construí-los.
Foi incluída, por exemplo, a obrigatoriedade de que as companhias interessadas apresentem balanços com parecer de auditor independente para sua habilitação econômica.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Carta enviada ao MME aponta ilegalidades à proposta que visa reformular a Política Nacional de Direitos das Populações sobre quase 24 mil represamentos mapeados no país.
O Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (FMASE) e o Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase) enviaram uma carta ao ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, pedindo veto integral ao Projeto de Lei no 2788/2019, que visa reformular a Política Nacional de Direitos das Populações Atingidas por Barragens (PNAB).
O projeto,
aprovado na Câmara dos Deputados ainda em 2019, foi proposto após o desastre na barragem de rejeitos de minério de ferro da mina Córrego do Feijão, em Brumadinho (MG), dependendo agora de sanção presidencial.
De acordo com o documento, a proposta inclui aspectos de ilegalidade, não fazendo distinção dos diferentes tipos de barragens, da aplicação tanto em situação de licenciamento quanto de acidente, da caracterização das Populações Atingidas por Barragens (PAB), além da criação de um Comitê Local para cada represamento abrangido pela lei. “A redação do projeto é imprecisa, subjetiva e deixa margem para diversas interpretações, o que causa enorme insegurança jurídica a qualquer investidor de projetos envolvendo construção de barramentos”, diz a carta.
O Relatório de Segurança de Barragens da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA) de 2022 aponta a existência de 23.977 estruturas cadastradas no Sistema Nacional de Informações sobre Segurança de Barragens (SNISB). Essas estruturas estão divididas em: (i) 1.513 de usos múltiplos; 2.646 de abastecimento; 1.142 de hidrelétricas; 2.469 de irrigação; 859 de mineração; 846 industriais; 13.946 de acumulação; 46 de contenção de sedimentos; 9 de controle de cheias e 501 de outros usos.
Na avaliação do Fase e FMASE, o contexto acaba por impactar também milhares de prefeituras municipais e outros segmentos (agro, turismo, piscicultura, energia, mineração, abastecimento, saneamento). Todos correriam o risco de ter de indenizar qualquer habitante que acredite que seu imóvel foi desvalorizado em razão da existência de uma barragem, sem qualquer limitação de distância ou faixa de abrangência que justifique tal desvalorização.
Ainda de acordo com as entidades, o texto ainda apresenta claros aspectos de inconstitucionalidades na opinião das entidades.
Entre eles, a obrigação do empreendedor de criar e implementar programas específicos destinados a mitigar os impactos na área de saúde, defesa civil, saneamento ambiental, habitação e educação dos municípios afetados pela implantação e operação de barragem ou pela ocorrência de incidente ou de acidente. No caso o correto seria essa competência ao poder público.
Por fim, a carta menciona que da forma como está redigido, o art. 5o ofende claramente o art. 23 da Constituição Federal. De igual forma o artigo 7o não merece prosperar, já que o poder de aprovação, acompanhamento, fiscalização e a avaliação do Programa de Direitos das Populações Atingidas por Barragens não poderia ser de responsabilidade de um órgão colegiado, Dpois fere o disposto na Política Nacional do Meio Ambiente e na Lei Complementar no 140/2011.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Confirmação é do secretário nacional de geologia, mineração e transformação mineral do Ministério de Minas e Energia (MME), Vitor Saback.
O Ministério de Minas e Energia vai apoiar o veto presidencial de trechos do Projeto de Lei (PL) 2788/2019, que institui a Política Nacional de Direitos das Populações Atingidas por Barragens (PNAB).
A confirmação foi dada pelo secretário nacional de geologia, mineração e transformação mineral do Ministério de Minas e Energia (MME), Vitor Saback, em entrevista ao Valor. Importante destacar que ao MME cabe apenas fazer sugestões, já que a decisão final sobre o veto cabe ao presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT).
Segundo Saback, isso foi feito no âmbito de um acordo entre a pasta e o Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB), que se comprometeu a dar o apoio ao veto de trechos do PL para viabilizar o desenvolvimento econômico e energético, e o apoio às comunidades.
“Vai ter apoio ao veto de trechos do projeto pelo Ministério de Minas e Energia (MME), e o Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB) vai apoiar em alguns pontos, que geram algum tipo de insegurança, que causem incertezas. O ministério negociou, e o MAB vai apoiar”, disse.
Os trechos sob discussão abordam a aplicabilidade das barragens dentro e fora do Plano Nacional de Segurança de Barragens. Estruturas com potencial de risco, para geração de energia, rejeitos ou uso múltiplo estão detalhadamente incluídas nos processos de licenciamento ambiental.
Preocupações do setor elétrico
O secretário recebeu os pontos de veto de Marisete Dadald Pereira, presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage). “Todos que ela passou, vamos pedir”, confirmou. “Na regulamentação, estamos tentando levar isso para novas barragens, ou seja, um regulamento da lei para frente”, acrescentou.
Esta era uma das preocupações do setor elétrico brasileiro, já que, na avaliação do Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (Fmase) e Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase), entidades que juntas representam 32 associações de diversos setores, a redação do PL resulta em grande insegurança jurídica, por imprevisibilidade do passado em projetos que envolvam a construção de barramentos.
O secretário destacou ainda que o ministro da Minas e Energia, Alexandre Silveira, prestigiou a segurança energética. No dia 14 de novembro, Silveira disse em uma rede social que estava satisfeito com a aprovação da Política Nacional de Direitos das Populações Atingidas por Barragens (PNAB), no Senado Federal.
Depois de Brumadinho
“Foi construído, por meio de muito diálogo, um texto que fosse compatível com o desenvolvimento econômico e a segurança energética, respeitando os atingidos e garantindo o desenvolvimento social”, disse o ministro.
O projeto, que começou a tramitar após o incidente em Brumadinho, abrange não apenas barragens de mineração, mas também outras 23.977 existentes no Brasil. De acordo com o Fmase e o Fase, o PL, da forma como está, abre espaço para indenizações a qualquer habitante que alegue ter sido prejudicado pela presença de uma barragem.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

País passa a participar ativamente em debates sobre transição energética, contribuindo para superar divergências internacionais.
O Conselho Mundial de Energia (World Energy Council, ou WEC) anunciou o Brasil como seu mais novo Comitê Membro. Com a adesão, o país passa a participar ativamente em debates sobre transição energética, contribuindo para superar divergências internacionais e assegurando que as particularidades regionais sejam consideradas no cenário energético mundial.
“O Conselho Mundial de Energia valoriza as contribuições do Brasil para fazer transições energéticas mais rápidas, mais justas e de maior alcance acontecerem, e para enriquecer nossa agenda de impacto visionária e prática”, diz Angela Wilkinson, Secretária Geral e CEO do WEC.
Nelson Leite, diretor executivo do Comitê Membro Brasileiro, anuncia que uma delegação brasileira, incluindo três palestrantes, marcará presença no próximo Congresso Mundial de Energia, que acontecerá em Roterdã em abril de 2024.
Fonte e Imagem: Brasil Energia.

Levantamento mostra que redução dos custos é maior no Distrito Federal, em Minas Gerais, Mato Grosso, Pernambuco e São Paulo.
Pequenas e médias empresas que decidirem, em 2024, migrar para o mercado livre de energia, no qual é possível fechar contrato diretamente com geradoras em vez de pagar a tarifa das distribuidoras, podem economizar até 42% na conta de luz. A conclusão é de um levantamento da Migratio Energia, comercializadora de energia elétrica no âmbito do Ambiente de Contratação Livre (ACL), uma das empresas que se prepara para a ampliação desse mercado a partir de janeiro.
Todos os consumidores de média e alta tensão, no chamado grupo A, a partir de janeiro, poderão optar pelo mercado livre, atualmente restrito a grandes consumidores, como indústrias de shoppings. A mudança vai permitir que 165 mil empresas de pequeno e médio porte possam escolher seu próprio fornecedor de eletricidade. Hoje, elas ainda estão restritas às distribuidoras regionais, cuja tarifa é estabelecida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e acrescida de encargos. Como essas tarifas são distintas, há estados onde a mudança para o mercado livre representará mais economia que em outros.
A partir de uma simulação considerando tarifas de novembro, a Migratio concluiu que os estados onde é possível obter as maiores economias são Distrito Federal, Minas Gerais, Mato Grosso, Pernambuco e São Paulo.
Uma portaria do Ministério de Minas e Energia definiu que todos os consumidores de alta tensão no país poderão escolher de quem querem comprar energia a partir de janeiro de 2024. Por enquanto, o mercado livre é acessível apenas a negócios com demanda contratada superior a 1.000 quilowatts (kW) ou aos com demanda mínima de 500kW, desde que com uso de fontes renováveis.
Na prática, explica Hélio Lima, sócio-diretor da Migratio Energia, apenas empresas cujas faturas de energia ficavam em torno de R$ 70 mil ou mais tinham como alternativa o mercado livre. A partir do ano que vem, até mesmo estabelecimentos com contas a partir de R$ 8 mil poderão aderir. — Não é só a demanda, mas também o horário de consumo de energia que influencia no preço da conta de luz. Inclusive, há indústrias que param de funcionar no horário de ponta, entre 17h e 20h, porque não é vantajoso. Ou ainda, há algumas que usam geradores a diesel nesses intervalos. No mercado livre, isso não seria necessário — conta.
Vantagens da livre escolha
Em vez de estar sujeito a apenas um fornecedor de energia, pagando bandeiras tarifárias ao longo do ano, quem adere ao mercado livre pode fazer pesquisa de preço entre os fornecedores e negociar melhores valores para um determinado período. Os contratos variam, em geral, entre um e cinco anos e costumam ser reajustados pela inflação. Ainda assim, os clientes conseguem ter maior previsibilidade do valor que irão pagar pelo uso da energia.
Com os reservatórios das hidrelétricas abastecidos, Lima diz que o momento é interessante para contratos mais longos, diferentemente do cenário vivido em 2021, em meio à crise hídrica.
— A energia incentivada, que tem descontos maiores que 50% por ser de fonte renovável, é uma das coisas que reduz ainda mais o preço da energia. E, na Migratio, o consumidor recebe o certificado de que a energia foi adquirida de fonte renovável, que pode ser usado nas compensações das emissões de carbono da empresa — acrescenta.
Por O Globo.

Órgão adverte que período menos chuvoso no ano que vem pode mudar status e exigir medidas adicionais.
A forte onda de calor dos últimos dias encontra o Sistema Interligado Nacional (SIN) em uma posição confortável, com reservatórios em “situação bastante boa” e termelétricas que podem ser acionadas em caso de necessidade. Mas uma estação chuvosa com precipitação menor ou atrasada exigirá medidas adicionais no início de 2024, a fim de evitar o acionamento de termelétricas mais caras ao longo do ano. A avaliação é do diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Carlos Ciocchi.
“Dependendo de como for a estação chuvosa, discutiremos as medidas que serão tomadas no ano que vem”, disse. De acordo com ele, os níveis atuais dos reservatórios e uma estação chuvosa “normal” permitirão “que 2024 seja tranquilo”.
“Mas, se for uma estação chuvosa que chega com atraso, precisaremos logo no início do ano pensar em como administrar os recursos ao longo de 2024”, afirma.
Uma opção seria o “controle dos reservatórios de cabeceira”, a exemplo de usinas como Furnas, Jupiá e Porto Primavera. Outra seria o acionamento de “térmicas mais baratas logo no início da estação chuvosa”, para usar “as térmicas mais caras só no fim do ano, se for o caso”.
Ciocchi reconhece também que o acionamento de térmicas “sempre tem algum impacto” que eleva o preço das tarifas. “Mas ainda bem que existem as térmicas. A alternativa seria pior”, diz.
No curto prazo, ele afirma que a decisão de acionar usinas termelétricas nesta semana foi “bastante acertada”, citando os dois dias consecutivos de recorde do consumo de energia no Brasil. Na terça-feira, 14, o consumo superou pela primeira vez os 100 gigawatts.
“Não dá para negar que estamos passando por um evento diferente, extremo, intenso”, diz. “Toda essa questão climática está chamando muito a nossa atenção.” Ainda assim, o SIN permanece com “diversidade de fontes” e “robusto”, de acordo com Ciocchi.
O diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, também classifica o SIN como “robusto” e preparado para lidar com as ondas de calor no país. Ele admite, no entanto, que pode haver “problemas pontuais” em algumas regiões, especialmente na distribuição de energia em função da sobrecarga de circuitos.
“O Brasil tem plenas condições de atender o sistema elétrico com relação ao momento atual, em que pese o aumento do consumo”, diz. “Você pode ter um problema pontual em uma região ou outra, mas o sistema brasileiro é redundante. No segmento de transmissão, caso um componente falhe, uma linha ou equipamento, há sempre um equipamento substituto. Ou seja, se faltar uma linha, aquela linha não traz corte de carga.”
A onda de calor elevou, no entanto, a quantidade de energia importada pelo Brasil no início desta semana, segundo o ONS. A parcela de eletricidade vinda do exterior passou de 0,005% na semana passada para 0,46% na terça-feira. A comparação é sempre feita em relação à carga total verificada. O Brasil importou, na semana de 4 a 10 de novembro, uma média de 4 megawatts (MW) médios ao dia. Na terça, a compra externa subiu pra 416 MW médios na terça. A energia importada veio toda da Argentina. O ONS também tem redes ligando o país ao Uruguai e ao Paraguai, que não foram usadas. Já a energia gerada no lado paraguaio de Itaipu não entra na conta de importação.
Nivalde de Castro, professor do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel), da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), explica que o aumento da importação não é sintoma de falha estrutural do setor elétrico brasileiro. “Temos, por definição, capacidade instalada muito maior do que a demanda”, diz. Mesmo assim, há relação da alta das importações com a onda de calor e o aumento do consumo, segundo ele.
Fonte: Valor Econômico e Imagem: Canal Energia.

Segundo Maurício Tolmasquim, vantagem do País se deve ao baixo custo de produção de energias renováveis.
- O diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim, afirmou que o hidrogênio produzido no Brasil deverá ser um dos mais baratos do mundo, devido à abundância de energias renováveis no País. Ele participou nesta segunda-feira, 13, do Fórum Internacional de Energia, em Oslo, Noruega, ao lado do presidente da companhia, Jean Paul Prates.
“Acabo de falar em evento em Oslo que a produção de hidrogênio produzido no Brasil a partir de energias renováveis pode ser mais barato que o produzido a partir de gás natural em 2030, e que ele Tolmasquim participou do painel Horizontes globais: explorando projetos internacionais em hidrogênio, que destacou parcerias e o impacto do novo combustível no cenário energético global. A discussão abrange inovações tecnológicas, implicações geopolíticas e o papel da cooperação internacional no avanço do hidrogênio como uma solução energética sustentável.
Já o presidente da Petrobras integrou a abertura do Fórum, no painel A perspectiva global, que debateu a urgência de se reduzir emissões de gases de efeito estufa (GEE). Ele aproveitou o evento para divulgar “os novos direcionadores estratégicos e a conjuntura brasileira em que está atuando pela Petrobras”, informou também em uma rede social.
O evento é patrocinado pela indústria energética norueguesa, organizações comerciais da indústria e pelo governo norueguês, e termina nesta terça-feira, 14.
Ainda sem um marco regulatório, mais de 70 projetos de energia eólica offshore aguardam licença do Ibama, entre eles os da Petrobras, que planeja ser a maior geradora da energia a partir dos ventos no mar no Brasil, chamada de “playmobil” por Prates, devido à grande experiência da empresa com atividades de exploração e produção no mar. A estatal já encaminhou ao Ibama dez áreas para geração total de 23 gigawatts (GW).
Fonte e Imagem: Estadão.

Proposta se aplicaria a usinas como Candiota III e Pampa Sul, que são movidas a carvão mineral.
O Ministério de Minas e Energia está propondo que usinas termelétricas que geram ininterruptamente reduzam sua produção em momentos de excedente energético.
Estima-se que o corte diminuiria custos aos consumidores e permitiria um uso mais eficiente das diferentes fontes de energia do sistema brasileiro.
A proposta faz parte de uma consulta pública aberta pela pasta nesta segunda-feira (13) para as termelétricas com contratos regulados “inflexíveis”, isto é, que estão gerando energia para o sistema grande parte do tempo, mesmo sem necessidade de acionamento pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Segundo a nota técnica do ministério, a proposta se aplicaria a usinas como Candiota III, – negociada pela Eletrobras à Âmbar – e Pampa Sul, ambas movidas a carvão mineral.
A proposta inclui ainda a térmica Mauá 3, da Eletrobras, e outro empreendimento a gás natural, da Eneva, no Maranhão.
A redução da inflexibilidade das termelétricas seria aplicada somente em momentos de excedentes energéticos como o vivido atualmente, com abundante oferta hidrelétrica após uma recuperação de reservatórios combinada à geração das renováveis eólicas e solares.
“Nessa situação (de excedente energético), e conforme interesse dos agentes termelétricos, poderão ser realizadas ofertas de redução dos recursos energéticos inflexíveis ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que avaliará a possibilidade do aceite dessas ofertas e demais condições necessárias”, explicou o ministério em comunicado.
A proposta abre “novas oportunidades de negócios aos geradores termelétricos”, afirmou a pasta, ao permitir que eles possam negociar seus combustíveis para outra destinação.
O governo ressaltou ainda que a ideia reduziria custos para os consumidores do mercado regulado, já que os custos relativos à operação das termelétricas são superiores aos das demais fontes de energia, além de também trazer benefícios ao meio ambiente em razão do maior uso de recursos renováveis.
Por ser uma política pública “inédita” e cujos efeitos merecem ser monitorados e avaliados, o governo sugeriu uma validade limitada para até 30 de junho de 2025.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

O diretor financeiro-executivo de Itaipu Binacional, André Pepitone, afirmou em entrevista à Agência iNFRA que “todo esforço está sendo feito” para manter a tarifa de Itaipu, o Cuse (Custo Unitário dos Serviços de Eletricidade), em US$ 16,71/kW, em 2024. O valor foi estabelecido em 2023 após quitação da dívida de construção da usina, que tem até 15 de dezembro para indicar o preço a ser praticado no próximo ano. O diretor-geral brasileiro, Enio Verri, disse anteriormente que o Paraguai buscava aumentar o valor nas negociações.
“A tendência é que a gente continue praticando a mesma tarifa de 2023 e, nesse cenário, isso faz com que Itaipu seja a terceira energia mais barata do Brasil”, disse Pepitone. “Todo o esforço está sendo feito nesse sentido. Chegou o grande momento de os consumidores de energia brasileiros se beneficiarem da quitação da dívida, é o que aconteceu no ano de 2023.”
Pepitone ressaltou ainda que o preço da energia produzida pela usina mantém-se abaixo da média do mix de energia das distribuidoras que compram de Itaipu, mesmo realizando investimentos socioambientais, como prevê o regulamento da companhia. Conforme a Nota Reversal 228 de 2005, os investimentos de responsabilidade socioambientais são incorporados à governança da empresa e fazem parte da tarifa de Itaipu. O documento foi aprovado pelas “altas partes” do Brasil e do Paraguai, mas não precisou passar pelo Congresso Nacional, segundo o diretor.
Ele também falou sobre a renegociação do Anexo C — parte do tratado de Itaipu que determina as regras de comercialização da energia gerada pela usina, como a forma de contratação e precificação, além da política de investimentos. Leia a seguir os principais pontos da conversa:
Agência iNFRA – Havia uma previsão de início das negociações do Anexo C entre os presidentes do Brasil e Paraguai em 26 de outubro, mas esse encontro foi cancelado. Tem alguma nova data em vista para ocorrer?
André Pepitone — No dia em que a gente esteve em audiência pública no Senado, o diretor-geral, Enio Verri, anunciou que teria esse encontro com os dois presidentes, do Brasil e do Paraguai. Isso ainda não aconteceu, e é um desejo do Paraguai que ocorra o encontro dos dois presidentes e dos dois conselhos para marcar o início das atividades do novo governo do Santiago Peña.
Mas o Palácio do Planalto e o Itamary ainda estão em tratativas para marcar esse encontro. Chegou-se de fato a cogitar aquela data, mas por questões das agendas dos presidentes, ela não se verificou. Agora estamos aguardando uma nova data.
O que o Brasil tem pensado para a renegociação, para as regras do Anexo C?
O que a gente pode dizer é que a negociação do Anexo C cabe ao Ministério das Relações Exteriores, é o Itamaraty que conduz essa negociação. Então, hoje, a pessoa responsável é o chanceler Mauro Vieira, e ele recebe o apoio das autoridades da área de energia, do setor elétrico, do ministério. E Itaipu subsidia com informações técnicas.
Durante audiência pública no Senado nesta quarta-feira (8), a auditora-chefe da AudElétrica (Unidade de Auditoria Especializada em Energia Elétrica e Nuclear) do TCU (Tribunal de Contas da União), Arlene Nascimento, disse que, a depender de como for conduzida a negociação do Anexo C, Itaipu poderá não gerar excedentes econômicos a serem destinados para a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), como previsto na lei que autorizou a desestatização da Eletrobras. O senhor poderia falar um pouco mais sobre essa afirmação?
Na verdade, Itaipu é uma empresa de serviço pelo custo, é como se fosse um condomínio. Eu tenho os custos e rateio pelos condôminos, então, eu pego o custo dos funcionários, da conta de luz, da limpeza e rateio entre os apartamentos. Aqui é a mesma coisa, eu pego os custos da empresa e rateio para virar a tarifa.
O que forma a tarifa de Itaipu? Era a dívida, as despesas de exploração — que são os gastos dos serviços de eletricidade, que inclui a operação, a manutenção, o uso de administração e o tão famoso investimento em responsabilidade socioambiental.
Como a Arlene deixou muito claro no Senado, desde 2005 isso foi incorporado na governança da empresa por meio de uma nota reversal. Então, além de gerar energia, Itaipu tem que fazer investimentos nos campos da responsabilidade social e ambiental. Então, não há sobra de dinheiro.
A Lei da Eletrobras fala que, quando tiver sobra lá de recursos, tem que ser destinada para a CDE, mas não existe essa sobra, é uma conta zero. Se quiser destinar recurso para a CDE, tem que dizer quanto deve ser destinado, e aí a gente coloca na conta e arrecada dos consumidores.
Mas por que que isso estaria atrelado à negociação do Anexo C? Esse montante poderia estar previsto no acordo?
Isso é a forma de destinar os recursos, isso não é objeto do Anexo C.
Outro ponto citado na audiência foi a expectativa quanto à queda do valor do Cuse com a quitação da dívida de Itaipu. Isso foi verificado? Qual a expectativa para 2024?
Com a quitação da dívida, a tarifa Itaipu caiu 26%. A tarifa vinha estabilizada desde 2009 em US$ 22,60/kW. Em 2023, com a quitação da dívida, esse valor caiu 26% e passou a ser US$ 16,71/kW. A partir desse cenário, mesmo seguindo o seu regramento de fazer investimento socioambiental, Itaipu hoje ocupa uma nova posição no ranking de tarifas dos consumidores.
Se a gente pegar os custo médios por fonte dos leilões da CCEE [Câmara de Comercialização de Energia Elétrica], Itaipu é a terceira fonte mais barata. Hidrelétrica é a primeira, custa R$ 213 kW/h. A segunda mais barata é eólica, R$ 219 kW/h, a terceira mais barata é Itaipu, R$ 232,98 kW/h. Então você pode ver que ela é um pouco mais cara que as duas mais baratas, mas tá num patamar muito próximo, e depois disso tem uma série de fontes muito mais caras que Itaipu.
A Enel, por exemplo, absorve 14% dos cursos de Itaipu. Se a gente olhar o mix de energia da Enel São Paulo, que passou por um processo tarifário agora, o aniversário da concessão foi 4 de julho. E se você olhar os custos de energia que a distribuidora compra para atender o seu mercado, Itaipu também é a terceira mais barata, só tem mais barato que Itaipu a energia das cotas, que no mix da Enel São Paulo entrou a R$ 160 kW/h, as usinas do Madeira —Jirau e Santo Antônio — e Belo Monte, no Xingu, que entrou a R$ 171 kW/h, e depois de Itaipu, a R$ 232 kW/h. Se você pegar um mix do custo médio da Enel São Paulo é R$ 238 kW/h.
No caso da CPFL Piratininga, que passou por processo tarifário mais recente, tendo em vista que o aniversário da concessão foi agora em 23 de outubro, Itaipu entra a R$ 234 kW/h, também entra como a terceira mais barata do mix. Entra no valor abaixo do custo médio da empresa. Então, Itaipu entra favorecendo a modicidade tarifária, puxando a energia para baixo.
Outra questão que o diretor-geral Enio Verri apontou foi que o Paraguai queria negociar o valor do Cuse para cima, querendo voltar aos patamares anteriores. Itaipu tem até 15 de dezembro para estabelecer o valor para 2024. Como está esse processo de negociação? Há uma mudança de posicionamento do Paraguai?
Isso tem que ser um acordo binacional, mas todo o esforço está sendo feito para que a tarifa não aumente o patamar de 2023, US$ 16,71/kW. Isso inclusive foi dito pelo diretor-geral, Enio Verri, na audiência pública que teve no Senado.
A tendência é que a gente continue praticando a mesma tarifa de 2023 e, nesse cenário, isso faz com que Itaipu seja a terceira energia mais barata do Brasil. Nós fornecemos, por força de lei, energia para as concessionárias do Sul, Sudeste e Centro-Oeste e, em todas essas concessionárias, se você pegar a média de aquisição da concessionária, o valor da energia de Itaipu entra abaixo da média de aquisição das concessionárias. Como Itaipu entra abaixo da média, entra puxando o preço para baixo. Logo, ajudando a modicidade das tarifas.
Então todo o esforço está sendo feito nesse sentido. Chegou o grande momento de os consumidores de energia brasileiros se beneficiarem da quitação da dívida. Foi o que aconteceu no ano de 2023.
Sobre os investimentos socioambientais, houve uma nota reversal que trata disso. No Senado, houve dúvida quanto a esse documento ter sido referendado pelo Congresso Nacional ou não. Como funcionou esse processo? A nota passou pelo Legislativo?
A nota reversal [a] que você está se referindo é a Nota 228 de 2005. Ela é uma interpretação do tratado chancelada pelo Paraguai e Brasil. Ela não foi aprovada pelo Congresso Nacional. Não passou pelo Senado. Foi um documento aprovado pelas altas partes.
Uma vez aprovada, ela foi incorporada na governança da empresa por meio de uma nota reversal que diz que o custo de investimento socioambiental também faz parte da tarifa de Itaipu.
E quais são os investimentos realizados hoje pela companhia?
A gente está fazendo agora duas linhas de investimentos. Uma linha é atuar para reduzir a emissão de gases que afetam a camada de ozônio, e a outra linha é atuar na região para evitar que sedimentos sejam levados pro lago de Itaipu, comprometendo a qualidade da água e o assoreamento do reservatório.
O investimento que está sendo feito agora, que está sendo chamado de Itaipu Mais que Energia, ele tem quatro linhas de atuação: saneamento, energia renovável, manejo integrado de água e solo, e obras sociais comunitárias e de infraestrutura. Isso se materializa atuando nos municípios, porque é lá que as coisas ocorrem.
Itaipu também está realizando duas obras de extrema importância que trazem modicidade tarifária. Primeiro, é um investimento na revitalização do sistema de corrente contínua da subestação de Furnas, que é a instalação que leva a energia de Itaipu para o Sudeste. Isso está sendo feito com recursos da Itaipu, e esse investimento não vai ser repassado aos consumidores brasileiros.
O outro é a atualização tecnológica da usina de Itaipu. Como é uma usina de 1974, então a gente está trocando os componentes analógicos por componentes digitais. A gente está fazendo também com recurso aqui da tarifa de Itaipu.
O que o senhor acha sobre o debate acerca da criação de um órgão binacional para fiscalização e controle externo de Itaipu, a chamada “Câmara Binacional”?
Olha, o que a gente sabe é que existe uma iniciativa do Tribunal de Contas da União, do Brasil, com o Tribunal de Contas do Paraguai para criar uma câmara binacional de contas, e que isso está tramitando no Congresso. A gente está acompanhando os acontecimentos.
Mas mesmo a gente não sendo fiscalizada pelo TCU, a gente sempre busca nas ações administrativas da empresa adotar as melhores práticas de gestão. Inclusive, a gente se espelha em diversos normativos do TCU nas nossas práticas administrativas aqui dentro, sobretudo na parte de compras. A gente segue, mesmo sem ter obrigação, mas com uma política de ter uma boa gestão, a gente sempre segue todo o regramento do TCU.
Fonte e Imagem: Agencia Infra.

Governo quer sistema brasileiro de certificação; projetos para criar marco legal já tramitam na Câmara e no Senado.
O Ministério de Minas e Energia divulgou o texto preliminar do PL (projeto de lei) que será encaminhado pelo governo ao Congresso para criar o marco legal do hidrogênio. O documento foi encaminhado na 3ª feira (7.nov.2023) ao CDESS (Conselho Econômico Social Sustentável), conhecido como Conselhão.
A minuta foi elaborada pelo Coges-PNH-2 (Comitê Gestor do Programa Nacional do Hidrogênio) e tem como foco regularizar a certificação do combustível. Cria o SBCH2 (Sistema Brasileiro de Certificação de Hidrogênio) para regulamentar o setor contabilizando a emissão de GEE (Gases de Efeito Estufa) na cadeia produtiva.
Ao mesmo tempo, a proposta estabelece a políticas públicas e atribui o credenciamento de empresas certificadoras ao sistema. As produtoras nacionais teriam adesão voluntária, enquanto combustíveis importados terão como certificado os parâmetros estabelecidos no país de origem. O conselho também estabeleceu normas para a exploração e produção do hidrogênio geológico no país, atribuindo ao Conama (Conselho Nacional do Meio Ambiente) o licenciamento ambiental. A Secretaria Executiva do CDESS irá receber contribuições até 17 de novembro.
Além do projeto de lei do governo, há duas propostas de marco do hidrogênio em análise no Congresso, uma na Câmara e outra no Senado. Ambas as Casas criaram comissões especiais para tratar do tema. Os relatórios preliminares criam subsídios para a produção.
Na Câmara, o relatório preliminar do relator da Comissão Especial de Transição Energética e Produção de Hidrogênio, deputado Bacelar (PV-BA), cria o Rehidro (Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixo Carbono), com desoneração de impostos. Os incentivos serão proporcionais à quantidade de emissões evitadas, incluindo desonerações com investimentos e despesas operacionais. Eis a íntegra do parecer (PDF – 551 kB).
Pela proposta, o pacote seria custeado principalmente por parte dos recursos da exploração do petróleo e pelo excedente econômico de Itaipu, através da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético). Também contaria com doações internacionais e com recursos do Orçamento da União. O relatório também estabelece que os leilões de compra de energia, a partir de 2028, tenham contratação obrigatória de geração por meio do hidrogênio.
Em paralelo, o Senado avalia outra proposta, que está pronta para ser votada na Comissão Especial do Hidrogênio Verde. O relatório preliminar do senador Otto Alencar (PSD-BA) também cita a criação de subsídios bancados pela CDE, que iriam para a conta de luz de todos os consumidores.
TIPOS DE HIDROGÊNIO
O hidrogênio é largamente utilizado no mundo para produzir energia e pode ser obtido de variadas fontes. É considerado por muitos o combustível do futuro por ter várias aplicações no setor produtivo e auxiliar na redução das emissões de gases causadores do efeito estufa.
Costuma-se usar cores para definir essa procedência:
Hidrogênio cinza ou marrom, vindo da queima de combustíveis fósseis, altamente poluentes;
hidrogênio azul, obtido por técnicas de captura de carbono; e
hidrogênio verde ou sustentável, gerado por fontes renováveis de energia.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Segundo relatório, 80% da energia gerada na região virá de fontes renováveis até 2050.
Com um mundo cada vez mais focado na transição energética, a América Latina está bem posicionada para prosperar na era da energia limpa.
Segundo o Relatório de Perspectivas Energéticas da América Latina de 2023, da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês), a região possui vastos recursos naturais e uma economia diversificada, o que a coloca em posição privilegiada para desempenhar um papel crucial no sistema energético global.
A América Latina já se destaca no uso de energias renováveis, com 60% da geração de eletricidade proveniente de fontes limpas. Hidroeletricidade representa 45% da produção.
Segundo o documento, a região possui potencial para expansão de bioenergia, energia solar e eólica, e minerais críticos essenciais para tecnologias de energia limpa. O continente está no caminho para aumentar a participação de fontes renováveis na geração de eletricidade, atingindo 80% em 2050, segundo a análise da IEA.
Oportunidades para o crescimento econômico
Os países latino-americanos estão vindo de uma década de crescimento econômico lento, mas políticas energéticas sólidas podem impulsionar um superávit mais robusto. Espera-se que, nos próximos dez anos, o crescimento econômico seja mais que o dobro da última década, conforme indicado no relatório da IEA.
“Entendemos que o crescimento econômico aumentará na próxima década para mais do dobro da taxa observada na última, à medida que os países reforcem os seus setores industriais e de serviços e aproveitem os vastos recursos energéticos e minerais da região, o que também aumentará a competitividade econômica dos setores com utilização intensiva de energia”, concluiu a IEA.
Para alcançar essa meta, a instituição entende que será necessário que a região adote uma série de medidas. “Será necessário a implementação de uma série de medidas. Atrair investimento estrangeiro, regulamentações claras e desburocratização então entre elas”.
Minerais
A região possui vastas reservas de minerais essenciais para a transição energética, como lítio e cobre, fundamentais para a transição global para energia limpa. Essa abundância de recursos minerais, conforme ressaltado no relatório da IEA, oferece a oportunidade de diversificar a oferta global e impulsionar o crescimento econômico.
“A receita da produção de minerais críticos totalizou cerca de US$ 100 bilhões em 2022. As exportações de cobre e lítio devem ser especialmente significativas: o cobre como um componente essencial das redes de eletricidade, que precisam ser fortalecidas e expandidas, e o lítio para impulsionar a adoção de veículos elétricos e o armazenamento de baterias”, concluiu o relatório.
Protagonismo brasileiro
O relatório cita o Brasil como uma liderança em diversas áreas da energia sustentável, entre elas destacam-se: biocombustíveis e energia hidrelétrica, solar e eólica.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

A reforma tributária tende a aumentar a conta de luz de 17 milhões de residências do país, onde moram famílias de baixa renda que hoje são beneficiadas por tarifas sociais.
A proposta de emenda à Constituição (PEC) 45/2019, que reforma o sistema de impostos sobre o consumo, foi aprovada na terça-feira (7) na Comissão de Constituição e Justiça (CCJ) do Senado e deve ser votada pelo plenário da Casa nesta quarta (8).
O texto do relator, senador Eduardo Braga (MDB-AM), prevê que reduções e isenções vigentes hoje para a população de baixa renda sejam substituídas pela alíquota-padrão do novo Imposto sobre Valor Agregado (IVA), que segundo o próprio governo pode chegar a 27,5%.
A troca provocaria um acréscimo imediato ao valor pago pelos consumidores mais pobres. Em contrapartida, Braga criou um "cashback", ou seja, a devolução posterior de parte do valor pago pelo consumidor.
A ideia vem sendo criticada e considerada descolada da realidade pelo setor. Na prática, famílias que hoje não pagam pela energia ou pagam as chamadas tarifas sociais teriam um novo gasto, de imediato, em troca de um retorno apenas mais adiante.
“O cashback traz uma dificuldade porque torna um benefício que hoje é direto [tarifa social] para um benefício indireto [cashback] e pressupõe o pagamento para ter devolução", diz Wagner Ferreira, diretor Institucional e Jurídico da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee).
"Essa forma de equacionamento para o consumidor de baixa renda só funciona se for feita de maneira simultânea. Ou seja, na hora que faz o lançamento do tributo já é realizado o creditamento da sua isenção, para que ele não tenha a sua conta aumentada", prossegue Ferreira.
No entendimento do professor de Finanças e Controle Gerencial do Coppead/UFRJ, Rodrigo Leite, a atual proposta “é bastante ruim” e pode reverberar para além dos custos mais altos e fim dos incentivos à população pobre: “Poderia acabar incentivando os gatos ou furtos de eletricidade, porque a conta ficaria num valor proibitivo para essa população”.
Além disso, ambos alertam que a inadimplência pode subir. Ferreira acrescenta entre as consequências o corte de luz e acesso a serviços básicos que dependem de energia elétrica.
Segundo a Abradee, cerca de 20% dos consumidores de energia elétrica do país são de baixa renda e têm acesso a descontos na conta de luz, seja isenção ou redução na alíquota do ICMS. Ao todo, são 17 milhões de residências beneficiadas, onde moram cerca de 70 milhões de pessoas.
Em alguns estados do Nordeste, até 40% dos consumidores residenciais são contemplados por tarifas sociais, com direito a redução ou isenção de imposto.
“Alguns estados isentam e outros reduzem a alíquota de ICMS sobre o consumo das famílias de baixa renda, justamente por ser um consumidor vulnerável do ponto de vista socioeconômico que precisa de uma atenção especial para que tenha acesso a serviços básicos", diz Ferreira.
Na última versão de seu relatório, Braga também inseriu possibilidade de cashback de parte dos tributos pagos sobre gás de cozinha para a população de baixa renda.
Alíquota-padrão do IVA será de pelo menos 27,5%
A principal proposta da reforma tributária é simplificar a tributação brasileira, uma das mais complexas e onerosas do mundo. Para isso, está sendo proposta a criação de um novo tributo, o Imposto sobre Valor Agregado (IVA), que unificaria cinco impostos e teria uma alíquota-padrão.
O IVA será dividido entre Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS), substituirá os impostos federais (PIS, Cofins e IPI); e o Imposto sobre Bens e Serviços (IBS), referente a taxas municipais e estaduais (ISS e ICMS).
Alguns setores ficarão de fora da alíquota-padrão do IVA. Haverá aqueles com imposto reduzido ou zerado, como a cesta básica de alimentos. Outros pagarão um "extra", o imposto seletivo, apelidado de "imposto do pecado", cuja premissa é tributar produtos tidos como nocivos ao meio ambiente e à saúde.
À medida que a lista de exceções cresce, a alíquota-padrão fica maior. O ministro da Fazenda, Fernando Haddad, prevê que a alíquota padrão deve chegar a 27,5%, mas analistas econômicos calculam patamar de até 33,5%.
A situação é semelhante ao pagamento da meia-entrada. Conforme mais pessoas são incluídas no ingresso com desconto, mais caro precisa ser o valor inteiro para compensar.
A implementação do IVA será gradual. Em 2027, ocorre a extinção do PIS/Cofins e do IPI, e a criação da contribuição sobre bens e serviços e o imposto seletivo, que são federais. Entre 2029 e 2033, é a vez da transição do ICMS.
Energia elétrica escapou do "imposto seletivo", mas setor pede atenção Em seu relatório, Braga explicitou que o imposto seletivo "não incidirá sobre as exportações nem sobre as operações com energia elétrica e com telecomunicações".
Representantes da energia elétrica no país, contudo, defendem que ainda assim a cobrança da luz deveria ser diferenciada por se tratar de um bem essencial. 
“Menos gasto com energia elétrica significa também maior poder de compra das famílias, que aumentam o consumo em diversas áreas, aquecendo a economia”, pontua Ferreira.
Fonte e Imagem: Gazeta do Povo.

Domínio chinês sobre indústria solar deve ampliar gap de custos nos próximos anos.
A China irá deter mais de 80% da capacidade de fabricação global de polissilício, wafer, células e módulos fotovoltaicos de 2023 a 2026, apesar das políticas de mercados como Estados Unidos, Índia e União Europeia para incentivar a indústria local, analisa a Wood Mackenzie.
De acordo com um relatório recente, a expansão do domínio chinês sobre a cadeia de suprimentos global de energia solar tende a ampliar a lacuna tecnológica e de custos.
Em 2023, o país asiático investiu mais de US$ 130 bilhões na indústria fotovoltaica. Mais de um terawatt (TW) de capacidade de wafer, célula e módulo é previsto para entrar em operação até 2024.
Com isso, a capacidade solar da China seria suficiente para atender à demanda global anual até 2032, calcula a Woodmac.
Tecnologia avançada, baixos custos e cadeia de suprimentos completa dão vantagens competitivas ao mercado chinês.
“A expansão da fabricação solar da China tem sido impulsionada por margens elevadas para o polissilício, atualizações tecnológicas e pelo desenvolvimento de fabricação local em mercados estrangeiros”, avalia Huaiyan Sun, consultor sênior da Woodmac e autor do relatório.
“A China continuará a dominar a cadeia de suprimentos global de energia solar e a ampliar a lacuna tecnológica e de custos em relação aos concorrentes”, completa.
Gap de custos
Outros mercados começaram a aumentar a fabricação local de sistemas de geração solar, após a aprovação de políticas públicas de incentivo à indústria.
EUA e Índia, por exemplo, anunciaram mais de 200 GW de capacidade planejada desde 2022, com projetos incentivados pelas Lei de Redução da Inflação (IRA) e Incentivo de Produção Vinculada (PLI), respectivamente.
Mesmo assim, a consultoria observa que esses países ainda terão um caminho a percorrer até alcançar competitividade em termos de custos em comparação com o suprimento chinês.
Segundo o relatório, um módulo fabricado na China é 50% mais barato do que o produzido na Europa e 65% mais barato do que nos Estados Unidos.
“Apesar dos consideráveis planos de expansão de módulos, os mercados estrangeiros ainda não podem eliminar sua dependência da China para wafers e células nos próximos três anos”, observa Sun.
Na fabricação de células do tipo N, mais eficientes do que as do tipo P usadas até agora, a China pretende construir mais de 1 TW de capacidade – 17 vezes o planejado pelo resto do mundo.
Em seguida vem a Índia, prevista para ultrapassar o Sudeste Asiático como a segunda maior região de produção de módulos até 2025, impulsionada pelos incentivos do PLI.
Excesso de oferta
Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês) estima que a capacidade global de fabricação de equipamentos fotovoltaicos deve mais do que dobrar em 2024 – mais de 90% concentrada na China.
A agência identificou um aumento de mais de 120% de novos projetos de fabricação de energia solar fotovoltaica anunciados entre novembro de 2022 a maio de 2023, com destaque para EUA e Índia, onde o potencial de criação de cadeias de suprimentos fotovoltaicas em cada uma dessas regiões supera 20 GW de capacidade.
Mas toda essa capacidade está levando a indústria a um excesso de oferta, diz a agência.
E alguns planos de expansão começaram a ser cancelados.
De acordo com os analistas da Woodmac, as preocupações sobre o excesso de oferta no mercado se concentram principalmente em linhas de produção antigas que fabricam produtos de eficiência inferior, como células do tipo P e M6.
A demanda por células do tipo P começou a declinar em 2023, e a expectativa é que ela represente apenas 17% do suprimento até 2026.
“O excesso de oferta inegavelmente prejudicará alguns dos atuais planos de expansão. Mais de 70 GW de capacidade na China foram cancelados ou suspensos nos últimos três meses”, comenta Sun.
Curtas
Fósseis rebaixados
Grande parte da indústria de combustíveis fósseis pode estar enfrentando uma era de rebaixamento de crédito se os produtores se mostrarem muito lentos em se adaptar a um futuro com baixas emissões de carbono, de acordo com a Fitch Ratings. Empresas de petróleo e gás se destacam como os emissores mais vulneráveis em uma análise realizada pela agência de classificação de risco.
Lítio derruba primeiro-ministro português
António Costa, do Partido Socialista, renunciou ao cargo na terça (7/11), em meio a investigações sobre um suposto esquema irregular de exploração de lítio e produção de hidrogênio verde em seu governo. Costa foi alvo de uma operação de busca e apreensão do Ministério Público português em sua residência. O premiê nega envolvimento em qualquer irregularidade.
PIB nuclear
Cada R$1 bilhão em investimentos na energia nuclear no Brasil contribui para um aumento de R$ 3,1 bilhões na produção no país, com 68% desse valor concentrado no estado do Rio de Janeiro, afirma um estudo da FGV lançado nesta quarta (8). O acréscimo ao Produto Interno Bruto (PIB) chega a R$ 2 bilhões, sendo 80% desse impacto no RJ.
Onda de calor
Novembro pode ter onda de calor ainda mais intensa nos próximos dias, com as temperaturas subindo em boa parte do país, de acordo com o Climatempo. A organização chama atenção para uma nova onda de calor que pode resultar em máximas na casa dos 40ºC.
E o El Niño deve durar até abril
Segundo agência da ONU, o fenômeno se desenvolveu rapidamente em 2023 e pode atingir seu pico no primeiro semestre do ano que vem. A Organização Meteorológica Mundial alerta que eventos climáticos extremos como ondas de calor, secas, incêndios florestais e enchentes serão mais comuns em algumas regiões e podem gerar maiores impactos.
Fonte e Imagem: epbr.

Eduardo Braga também inclui GLP no sistema de cashback e mantém proposta de imposto seletivo sobre o petróleo.
A Comissão de Constituição e Justiça (CCJ) do Senado aprovou nesta terça (7/11) o texto do relator da reforma tributária, Eduardo Braga (MDB/AM), por 20 votos a seis.
Dentre as novidades em relação às primeiras versões de seu substitutivo, Braga consentiu com a inclusão do hidrogênio verde no artigo que prevê os regimes fiscais favorecidos.
A emenda foi apresentada por Augusta Brito (PDT/CE). Em sua redação original, a emenda não prevê a extensão dos efeitos pretendidos, como alíquota diferenciada, para outros tipos de hidrogênio – apenas o “verde”.
Por outro lado, Braga rejeitou a possibilidade de concessão de vantagens para fontes renováveis nas contratações feitas pelo poder público – proposta apresentada por Efraim Filho (União/PB).
O texto consolidou também a inclusão do setor elétrico no sistema de cashback ao consumidor – mecanismo que permite a devolução do imposto pago por pessoas de baixa renda. A novidade ficou por conta da emenda de Mecias de Jesus, que incluiu o gás de cozinha (o GLP) na regra.
O regramento, contudo, será definido em lei complementar.
O texto aprovado na CCJ também manteve o imposto seletivo de até 1% sobre a na extração de óleo e gás.
Na parte da reforma que trata do setor automotivo – e prorroga os benefícios fiscais do IPI para plantas automobilísticas nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste até dezembro de 2032 — Braga restringiu o benefício apenas a automóveis “descarbonizantes”, incluindo aí os híbridos flex.
A proposta é incentivar “exclusivamente a produção de veículos equipados com motor elétrico que tenha capacidade de tracionar o veículo somente com energia elétrica, permitida a associação com motor de combustão interna que utilize biocombustíveis isolada ou simultaneamente com combustíveis derivados de petróleo”.
Fonte e Imagem: epbr.

Proposta de "fundo verde", com precatórios e créditos tributários, é de autoria de Arnaldo Jardim.
Em busca de recursos para financiar projetos de transição energética, o presidente da Câmara, Arthur Lira (PP-AL), quer criar um fundo garantidor de R$ 400 bilhões a R$ 500 bilhões com precatórios e créditos tributários para permitir financiamento a juros baixos para projetos. Ele quer impulsionar o projeto de lei proposto pelo deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), que cria o Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten).
Os Estados Unidos pretendem destinar US$ 479 bilhões para projetos em transição energética e a União Europeia, 375 bilhões. Somados, os recursos correspondem a 43% do Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro.
“Não temos de onde tirar publicamente os incentivos que competidores internacionais estão dando nesse ramo”, afirmou Lira. “A ideia é que se procurem alternativas para viabilizar as obras estruturantes para o Brasil, sem estar o tempo todo aumentando imposto ou sangrando a União.”
A proposta do Paten tem dois pilares, explicou. O primeiro envolve créditos detidos por empresas contra a União, inclusive precatórios. Esses valores poderiam ser aportados em um fundo a ser administrado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Em troca, a empresa receberia cotas do fundo, que podem ser utilizados como garantia para financiamentos na área.
O outro pilar envolve dívidas das empresas com o governo federal. Será criada a possibilidade de a empresa transacionar seus débitos e obter descontos, independentemente da análise de recuperabilidade do crédito, desde que o recurso seja aplicado em projetos na área de desenvolvimento sustentável. A transação nessas condições dependerá de uma análise de conveniência pela Procuradoria-Geral da Fazenda Nacional (PGFN).
O projeto foi apresentado ao ministro da Fazenda, Fernando Haddad, que ficou de submetê-lo a uma análise técnica. Haddad ainda não deu retorno, informou Lira. A proposta foi apresentada também ao colégio de líderes e a um grupo de empresários.
Para o presidente da Câmara, a falta de recursos para subsidiar projetos em transição energética é o principal entrave na análise de outras proposições voltadas para a sustentabilidade que estão em análise na casa. É o caso do combustível do futuro, hidrogênio verde, créditos de carbono, eólicas offshore.
O presidente da Câmara considera que há espaço neste fim de ano para analisar essas propostas voltadas à energia limpa, que representam um “cartão de visita” para o país. Ele acredita que a análise da reforma tributária não demandará muito tempo, pois os deputados apenas analisarão as alterações feitas pelo Senado. Outras duas pautas importantes, a Lei de Diretrizes Orçamentárias (LDO) e o Projeto de Lei Orçamentária Anual (Ploa), serão analisadas na Comissão Mista de Orçamento (CMO), mas não demandarão muito tempo do plenário. Assim, há tempo para avançar na agenda da sustentabilidade.
O fundo garantidor, chamado Fundo Verde, será formado por créditos que são de responsabilidade do Tesouro Nacional. Assim, avaliou Lira, será possível obter financiamento a “juro bem abaixo do normal”, pois “a garantia é consistente.”
Numa estimativa conservadora, os R$ 400 bilhões do fundo poderiam dar suporte a investimentos de R$ 800 bilhões. O projeto, porém, fala numa alavancagem de cinco a dez vezes o valor.
Potencialmente, o fundo pode ter mais recursos. Os créditos tributários somam perto de R$ 800 bilhões e os créditos da dívida ativa da União somam R$ 2,7 trilhões, num total de R$ 3,5 trilhões.
Estados, que têm grandes volumes de créditos a pagar às empresas, poderão aderir ao fundo por meio de convênio.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Texto da reforma tributária não menciona regime especial por renda.
O novo modelo tributário, em que o pressuposto é a generalidade, isto é, ter a menor quantidade possível de exceções, faz com que a regra que está sendo pensada acabe afetando os consumidores de baixa renda. A avaliação é da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee).
O diretor Institucional e Jurídico da Abradee, Wagner Ferreira, diz acreditar que, caso seja confirmada uma alíquota em torno de 27%, isso significaria aumento de até 30% nas contas de energia elétrica das famílias mais humildes, porque o texto atual da reforma tributária não menciona regime especial ou redução de tributos para as classes menos favorecidas. Hoje, os consumidores de baixa renda têm isenção tributária ou redução de alíquota em relação à alíquota normal.
“Se hoje esse consumidor já tem uma redução de alíquota ou a isenção, e se na virada de modelo da reforma tributária ele vai passar a ser tratado de uma maneira comum, ele vai passar a pagar uma alíquota cheia. Isso significa ter um aumento de tributo na conta de luz dos consumidores de baixa renda”, assegurou Ferreira.
Cashback
Ferreira destaca que o Senado Federal trouxe uma sinalização de compreensão sobre a questão. “Esse consumidor de baixa renda tem que ter um tratamento diferenciado. Porque se eu for tratá-lo de maneira igual, ele vai pagar mais tributo. E pagar mais tributo em uma classe de consumidores que tem renda de até meio salário-mínimo é algo perigoso que pode, inclusive, inviabilizar serviços e acesso a itens essenciais para a vida dessas famílias. Aumentar a conta de luz em R$ 30 ou R$ 40 em uma conta de R$ 80, R$ 90 ou R$ 100 para quem ganha meio salário-mínimo é um impacto muito grande”, ponderou.
O Senado pretenderia então que o consumidor de baixa renda tenha “obrigatoriamente” uso de cashback, mecanismo ainda não regulamentado, que prevê a devolução de impostos para um determinado público, visando reduzir as desigualdades de renda. O pressuposto econômico do cashback é que a pessoa pague para depois ter devolvido o valor pago. Wagner Ferreira questionou como o consumidor de baixa renda vai pagar se não tem renda? “Se ele já foi identificado como alguém com necessidade de atendimento de uma política pública, já tem cadastro no município, já comprovou sua condição socioeconômica, para que eu vou colocar um benefício indireto como o cashback se ele pode ter o benefício direto da isenção? Não faz sentido isso”.
A Abradee defende a isenção de tributos para famílias humildes. Caso a escolha do legislador seja pelo cashback, que esse mecanismo seja simultâneo. Ou seja, no mesmo momento que o tributo é cobrado, o valor é devolvido para o consumidor de baixa renda, para que não gere efeito financeiro para ele. “Porque, se gerar efeito financeiro, ele pode ter maior risco de inadimplência, pode deixar de acessar itens essenciais para o seu orçamento familiar, e vai criar, certamente, uma questão socioeconômica dentro dos municípios”, apontou o diretor.
Direito
Nas regiões Norte e Nordeste, principalmente, 40% dos consumidores são de baixa renda, atendidos pela tarifa social. O argumento da Abradee se baseia na perspectiva de que esse novo sistema vai durar muitos anos. A entidade entende que se a intenção é reduzir desigualdades no país, isso deve ser feito da maneira mais objetiva, transparente e mais adequada. Ele argumenta que a tarifa social existe há mais de 20 anos. Por isso, não há nada que justifique a criação de um obstáculo para fazer chegar a esse consumidor um benefício a que tem direito.
Ferreira reiterou que para um consumidor de baixa renda que já está identificado, já foi cadastrado no sistema de política pública, inserido nas distribuidoras pelos municípios, sob fiscalização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), com auditoria do Tribunal de Contas da União (TCU) e atende a 17 milhões de lares, cerca de 70 milhões de pessoas, não faz sentido criar um item a mais para fazer chegar a ele um benefício.
O posicionamento da Abradee está sendo levado ao Congresso Nacional e também à sociedade. A entidade apresentou quatro emendas, sendo duas nesta segunda-feira (6),visando aprimorar o texto do cashback para o consumidor de energia, para que ele seja simultâneo. Junto aos congressistas, a Abradee pede sensibilidade para que haja um “olhar qualificado sobre essa questão”.
Segundo Wagner Ferreira, há um bom indicativo para uma solução. O compromisso é que nessa terça-feira (7) seja lido o novo relatório do senador Eduardo Braga, para ser votado na Comissão de Constituição, Justiça e Cidadania do Senado (CCJ) entre amanhã (7) e quarta-feira (8), de modo que o novo texto possa ir a plenário, para se consumar. A perspectiva, entretanto, é que a parte do plenário ficará para depois do feriado de 15 de novembro. O compromisso que vem sendo apresentado pelos tomadores de decisão é que a reforma tributária seja aprovada ainda em 2023.
Bem essencial
A Abradee sustenta a necessidade de que seja definido no texto da reforma tributária que a energia elétrica é bem essencial à população. Isso é importante para evitar que esse insumo sofra no futuro com novos aumentos de imposto, garante que o valor da conta ainda seja acessível à população mais carente e seja, de fato, insumo para que o país desenvolva sua economia e melhore a vida das pessoas.
Dados de 2022 do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea) mostram que uma redução de 10% no valor da tarifa de energia provoca aumento do Produto Interno Bruto (PIB, soma de todos os bens e serviços produzidos no país) em 0,45%, ou o equivalente a cerca de R$ 40 bilhões por ano que poderiam ser gastos pelas famílias e investidos pelas empresas com outros objetivos.
Durante o seminário Tributação e Desigualdades no Sul Global: Diálogos sobre Justiça Fiscal, promovido pelo Instituto de Estudos Socioeconômicos (Inesc) e pela organização Oxfam Brasil, em setembro deste ano, o secretário extraordinário da Reforma Tributária do Ministério da Fazenda, Bernard Appy, afirmou que exceções instituídas pelo Congresso Nacional reduziram o espaço para a devolução parcial de tributos pagos pelos mais pobres sobre a cesta básica e outros produtos. Deixou claro, contudo, que o cashback poderá ser instituído, mesmo que em escala menor que o previsto.
“Ao optar por fazer desoneração da cesta básica e de outros produtos, o Congresso Nacional, vamos ser bem claros, reduziu o espaço para fazer o cashback. Não quer dizer que não terá. Existe a possibilidade de ter o cashback, mas ele certamente será menor do que poderia ser”, disse Appy.
Fonte e Imagem: Agencia Brasil.

O Senado deve votar nesta terça-feira (7/11) o Projeto de Lei 4915/2019 que institui a Política Nacional de Direitos das Populações Atingidas por Barragens (PNAB).
O governo federal articula para que seja votado o texto original aprovado pela Câmara dos Deputados para não atrasar a entrada em vigor da legislação. Caso seja alterado pelo plenário do Senado, o PL tem que ser novamente analisado pelos deputados.
No Senado, ele foi modificado pela senadora Leila Barros (PDT-DF), da Comissão de Meio Ambiente. No entanto, um dos coordenadores nacionais do Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB), Joceli Andrioli, disse que ela concordou com a proposta do governo de que seja votado o texto aprovado originalmente para não atrasar mais ainda a entrada em vigor da PNAB.
De autoria do deputado federal mineiro Zé Silva (Solidariedade), a proposta foi apresentada logo após o rompimento da Barragem do Córrego do Feijão, em janeiro de 2019, em Brumadinho, Região Metropolitana de Belo Horizonte, quatro anos depois da queda de outra estrutura similar em Mariana, na região central do estado. O rompimento das duas barragens deixou 289 mortos e contaminou as bacias dos rios Paraopeba e Doce, causando prejuízos para a população de diversas cidades de Minas Gerais e do Espírito Santo, muitas ainda aguardando reparação. Amanhã, o rompimento da barragem do Fundão, em Mariana, completa oito anos.
O acordo para a votação do texto original foi construído com a participação dos ministros das Minas e Energia, Alexandre Silveira, de Relações Institucionais, Alexandre Padilha, e do Meio Ambiente, Marina Silva, e envolveu inclusive as representações das empresas.
Esse projeto de lei, avalia Andrioli, é fundamental para garantir a reparação em territórios atingidos por barragens. “Fechamos um acordo em torno do texto original para passar agora no Senado, garantindo a sanção do presidente Lula”, afirmou. Segundo ele, o PL vai ser votado na Comissão de Infraestrutura na manhã do dia 7/11 e de tarde no plenário. Serão apresentadas ao texto original apenas algumas emendas para melhorar a redação, atendendo a pedido das empresas.
A PNAB discrimina os direitos das populações atingidas e estabelece regras de responsabilidade social das empresas em função dos impactos provocados pela construção, operação, desativação ou rompimento de barragens como perda da capacidade produtiva e de propriedades e imóveis, assim como sua desvalorização, interrupção prolongada ou alteração da qualidade da água que prejudique o abastecimento, mudança de hábitos de populações, bem como redução de suas atividades econômicas, interrupção de acesso à áreas urbanas e comunidades rurais, entre outros problemas decorrentes das barragens para exploração de água, energia ou minério.
No entanto, ainda não há garantia de que o texto será aprovado. Ontem mesmo, o Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE), entidade que reúne 18 associações brasileiras do setor elétrico, divulgou uma carta cobrando melhoria no texto, alegando que ele causa insegurança jurídica para os investidores ao não fazer distinção entre os tipos de barragens a serem abrangidas pela PNAB, pois o PL não prevê limitação de distância ou faixa de abrangência que justifique a desvalorização.
Sob risco
Segundo dados da Agência Nacional de Mineração (ANM) reunidos pela reportagem do Estado de Minas, cerca de 40 mil pessoas moram ou trabalham sob reservatórios de contenção de rejeitos e sedimentos que não comprovaram sua estabilidade estrutural neste ano em Minas Gerais. O estado tem atualmente 203 barragens, sendo que 28 delas, o que representa 14% do total, têm problemas com as Declarações de Condição de Estabilidade (DCE), que a ANM considera o documento mais importante do processo de segurança de barragens de mineração.
Iluminação-O prédio do Congresso Nacional recebe projeção especial de imagens e frases neste domingo (5) em alusão aos oito anos do rompimento da Barragem do Fundão, no município de Mariana (MG), que causou 19 mortes e provocou destruição ambiental no rio Doce e em cidades mineiras e do Espírito Santo. As projeções ocorrem das 18h às 22h, nas fachadas da Câmara dos Deputados e do Senado. O rompimento, ocorrido em 5 de novembro de 2015, despejou cerca de 62 milhões de metros cúbicos de rejeitos de minério de ferro. A lama chegou ao rio Doce, cuja bacia hidrográfica abrange 230 municípios dos estados de Minas Gerais e Espírito Santo, comprometendo o abastecimento de água potável à população.
Fonte e Imagem: RedeGN.

Setor de energias renováveis enfrenta dificuldades no mercado financeiro; já petrolíferas seguem ampliando seus negócios e oferecendo bom retorno aos acionistas.
Calor, seca, inundações e fome. As provas das alterações climáticas estão à nossa volta. Para que o planeta evite consequências ainda mais graves do aquecimento global, segundo a Agência Internacional de Energia, a maior autoridade mundial no tema, o consumo de petróleo, carvão e gás natural tem de ser reduzido muito mais rapidamente. Já as fontes de energia limpa, como solar e eólica, têm de se expandir a um ritmo muito mais rápido.
Mas o mercado financeiro parece não ter recebido o memorando. Pelo contrário, as ações de uma vasta gama de empresas de energia limpa têm sido esmagadas ultimamente, numa derrota que abrange praticamente todos os sectores de energia alternativa, incluindo solar, eólica e geotérmica.
Ao mesmo tempo, em vez de se libertarem do petróleo, a Exxon Mobil e a Chevron, as duas maiores empresas petrolíferas dos EUA, estão duplicando seus investimentos e anunciaram aquisições que aumentarão suas reservas.
A Exxon pretende comprar a Pioneer Natural Resources, uma importante empresa de perfuração de xisto, por US$ 59,5 bilhões. Já a Chevron planeja adquirir a Hess, uma grande empresa petrolífera integrada, por US$ 53 bilhões. Estas são enormes apostas no petróleo para os próximos anos.
Benjamin Graham, grande investidor e professor da universidade Columbia, disse uma vez: “A curto prazo, o mercado é uma máquina de votar, mas a longo prazo, é uma máquina de pesar”. Isso significa que o mercado acaba por acertar, mas, no curto prazo, é propenso a entusiasmos, julgamentos precipitados e pensamento míope. Parece ser isso que está acontecendo agora.
Centenas de bilhões estão, de fato, sendo investidos em projetos de energias renováveis, mesmo que o mercado de ações não esteja favorecendo isso neste momento. Os retornos são baixos. O iShares Global Clean Energy ETF, fundo negociado em bolsa que rastreia todo o setor, caiu mais de 30% este ano. Pior ainda, desde o início de 2021, perdeu mais de 50%.
Outros setores também estão sendo punidos. O ETF Invesco Solar caiu mais de 40% este ano e quase 60% desde 1o de janeiro de 2021. O ETF First Trust Global Wind Energy perdeu cerca de 20% este ano e cerca de 40% desde 1o de janeiro de 2021. A taxa de juros em alta aumentou os custos e moderou o entusiasmo do consumidor em muitos países, reduzindo as avaliações de ações de empresas de rápido crescimento que não estão gerando grandes lucros. As empresas de energias renováveis foram duramente afetadas.
A SolarEdge, que fornece equipamentos necessários para converter a energia dos painéis solares em energia que pode ser transmitida por meio das redes elétricas avisou, em 17 de outubro, que a procura dos seus produtos estava diminuindo. O mercado reagiu de forma dura. As ações da empresa, com sede em Israel, caíram quase 30% num só dia.
Outras empresas de energia solar seguiram a queda. A Enphase Energy, uma empresa rival de Fremont, na Califórnia, perdeu quase 40% desde então.
As empresas de energia eólica também não foram poupadas. As ações da Orsted, empresa dinamarquesa de turbinas eólicas, caíram quase 26% na última quarta-feira após ela ter anunciado que poderia ter de reduzir em até US$ 5,6 bilhões o valor dos seus projetos eólicos offshore nos Estados Unidos.
Um dos empreendimentos do grupo da Orsted, o South Fork Wind - conjunto de turbinas que está sendo instalado em Montauk Point -, está previsto para começar a enviar eletricidade para Long Island antes do final do ano. Mas a empresa cancelou dois projetos, conhecidos como Ocean Wind 1 e 2, que deveriam abastecer Nova Jersey com energia verde, e alguns dos seus projetos para Nova York e Connecticut também tiveram problemas.
Por Estadão.

Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico acredita que isso abre margem para indenizações a qualquer habitante que acredite que seu imóvel foi desvalorizado em razão da existência de uma barragem.
O Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (Fmase) apresentou na quarta-feira (1) uma carta ao ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, na qual afirma que a proposta de uma política nacional para barragens pode trazer insegurança jurídica por não fazer distinção entre os tipos de reservatórios.
Segundo a entidade, que representa 16 associações dos segmentos de geração, transmissão, distribuição, comercialização e consumo de energia elétrica, o Projeto de Lei (PL) 2788/2019 necessita de aprimoramento por ser impreciso e deixar margem para que sejam desenvolvidas diversas interpretações sobre a construção de barramentos no país.
O PL, que trata da Política Nacional de Direitos das Populações Atingidas por Barragens (PNAB), foi aprovado na Câmara dos Deputados e tem previsão de ser votado na semana que vem no Senado Federal.
Na carta, o Fmase destaca que o PL não trata somente das barragens de mineração, mas das 23.977 barragens existentes, segundo o Relatório de Segurança de Barragens de 2022 da Agência Nacional de Águas (ANA).
Desse total, salienta o fórum de associações, 1.513 são de uso múltiplo, 2.646 são de abastecimento de água e 1.142 barragens são de hidrelétricas. Barragens de mineração totalizam 859 unidades.
Ao não fazer essa distinção, afirma o Fmase, abre-se espaço para impacto sobre milhares de prefeituras municipais e segmentos como o de agronegócio, turismo, pscicultura, energia, mineração, abastecimento e saneamento, entre outros.
Isso porque tais setores correm o risco de ter de indenizar qualquer habitante que acredite que seu imóvel foi desvalorizado em razão da existência de uma barragem, sem qualquer limitação de distância ou faixa de abrangência que justifique tal desvalorização.
O PL começou a tramitar após o acidente com a barragem de Brumadinho, em 2019, um dos maiores desastres ambientais do país, que causou 270 mortes. Antes deste acidente, houve outro relevante, o rompimento da barragem de Mariana, em 2015, que domingo completa oito anos.
No caso de acidentes como os de Mariana e Brumadinho, cujas barragens em nada se assemelham às do setor elétrico, destaca o Fmase, o tratamento também é feito com base na legislação vigente, contudo com outra vertente, inclusive com a investigação e punição dos responsáveis.
"A entidade considera a política extremamente importante para o País e busca atender as populações atingidas por acidentes ocorridos por barragens (...) Portanto, ainda que seja elogiável a intenção do presente projeto, não há que se confundir os direitos da população atingida pela implantação e operação de barramentos, com as vítimas de acidentes nessas estruturas", disse o Fmase na carta ao ministro.
Na terça-feira (31), o Ministério de Minas e Energia (MME) anunciou um acordo após receber representantes do Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB) para uma reunião.
Em nota após o encontro, Silveira afirmou: "O debate foi muito importante para garantir a segurança energética e o desenvolvimento econômico-social do Brasil e o respeito aos direitos dos atingidos."
O Valor apurou que o segmento não foi ouvido antes do anúncio do acordo entre o MME e o MAB para a elaboração de uma proposta de texto da política.
Procurado pela reportagem, o MME não respondeu até o momento. A ANA também foi procurada para comentar o caso, mas também não respondeu até o momento.
Gilberto Cervinski, integrante da coordenação nacional do MAB, disse que os atingidos por barragens estavam há 40 anos sem uma legislação que estabelecesse os critérios para indenização dos impactados e destacou que o PL está em tramitação há quatro anos, sem ter sido questionado por nenhuma entidade.
Afirmou também que as últimas audiências contaram com presença de representantes dos setores de energia elétrica e de mineração. E disse ainda não compreender porque o setor elétrico diz não ser ouvido.
"Não existia uma lei federal que garanta os direitos dos atingidos por barragens. Não importa se atingidos por lama ou água, é preciso ter o direito de ser ressarcido pela terra, pela perda", disse Cervinski.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Contribuições serão recebidas pela ANEEL a partir desta sexta-feira (3/11).
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) abrirá nesta sexta-feira (3/11) Tomada de Subsídios (TS_018/2023), que pretende avaliar a necessidade de eventuais comandos regulatórios específicos para garantir o disposto no artigo 27 da Lei 14.300/2022, que caracteriza a micro e minigeração distribuída (MMGD) como produção de energia elétrica para consumo próprio. A lei é considerada o marco legal da MMGD.
O objetivo é avaliar se os consumidores de uma distribuidora utilizam a energia proveniente desses empreendimentos em conformidade com as disposições legais e normativas vigentes ou se existem arranjos comerciais remodelados na forma das modalidades de geração remota que, na prática, se equivalem a uma operação de compra e venda de energia. Da mesma forma, mitigar a ocorrência de mecanismos de comercialização de energia no Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) de excedentes ou créditos de energia, em desacordo com a regulamentação vigente.
A Resolução Normativa ANEEL nº 1.059/2023 - que definiu regras para a conexão e o faturamento de centrais de GD em sistemas de distribuição - estabeleceu que é vedada a comercialização, ainda que implícita, de créditos e excedentes de energia de geração distribuída, assim como a obtenção de qualquer benefício na alocação dos créditos e excedentes de energia para outros titulares.
As contribuições à TS_018/2023 poderão ser encaminhadas até 31 de janeiro de 2024 via formulário eletrônico, disponível no link no site da ANEEL.
Fonte e Imagem: Gov.br.

A partir de 1o de janeiro de 2024, 165 mil novos clientes poderão aderir o mercado livre de energia onde poderão ter acesso a tarifas mais baratas.
O mercado brasileiro de energia elétrica está às vésperas de uma das mudanças mais importantes de sua história. A partir de 2024, passa a vigorar a Portaria 50/2022 do Ministério de Minas e Energia (MME), que autoriza qualquer consumidor ligado ao sistema de alta tensão – o chamado Grupo A – a migrar para o mercado livre. Ou seja, cerca de 165 mil clientes poderão negociar diretamente com os fornecedores de energia em busca de tarifas melhores.
Tem muita gente contando os dias. No começo de outubro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) informou que mais de 8,7 mil consumidores habilitados já haviam sinalizado a intenção de fazer a migração – o pedido tem que ser feito com seis meses de antecedência. Esse movimento, no entanto, pode ser muito maior. Uma estimativa da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) aponta que 24 mil consumidores devem deixar o mercado regulado ao longo do ano que vem.
O número de clientes em potencial, no entanto, é cerca de três vezes maior. Na regra atual, apenas consumidores cuja demanda supere os 500 quilowatts (kW) têm acesso ao mercado livre. Pelas contas da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) isso permite que apenas 37 mil dos 202 mil consumidores de alta tensão se beneficiem. Do restante, 93 mil já fizeram investimentos em geração distribuída e não devem ter tanto interesse. Sobram 72 mil unidades.
Energia mais barata
Uma sondagem publicada pela Confederação Nacional da Indústria (CNI) no começo deste ano mostra que mais da metade – 56% – das empresas ouvidas querem fazer a transição.
Segundo o gerente de Energia da CNI, Roberto Wagner Pereira, o principal atrativo é o preço. Como os contratos do mercado livre são bilaterais, não existe um dado preciso sobre quanto uma empresa pode abater em sua conta de luz. A estimativa da entidade é que a média do desconto fique entre 10% e 20%. Mas há casos que pode ser bem maior. “Como tem muita energia alternativa entrando no Nordeste, já tem gente falando em descontos de 40%”, aponta Pereira.
Além da competição entre os fornecedores – o Brasil conta com mais de 510 comercializadoras de energia –, o mercado livre tem outra vantagem que ajuda a explicar os preços mais baixos. De acordo com o presidente-executivo da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), Rodrigo Ferreira, as distribuidoras que operam no mercado regulado precisam contratar energia por prazos muito longos. Essa foi a forma que o governo encontrou de viabilizar a expansão da geração e, sob muitos aspectos, funcionou. “O modelo de contratação de longo prazo viabilizou a expansão da geração e quase dobrou a expansão da geração”, diz.
O outro lado é que, como esses contratos costumam ser corrigidos pela inflação, no longo prazo, as tarifas do mercado regulado podem ficar acima das praticadas no mercado livre. “A indexação é perversa”, sintetiza Rodrigo.
Mas nem tudo se resume à conta. Flexibilizar as condições de fornecimento de energia de acordo com as particularidades dos clientes também oferece vantagens como explica o residente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), Paulo Pedrosa. “Uma empresa que tenha suas unidades industriais pode gerenciar seus contratos e produzir onde tiver a energia mais barata”, pondera.
Gestão de risco
Nada disso quer dizer que o mercado livre seja a melhor opção para todos. “O mercado livre tem riscos que o regulado não tem. Contratos de curto prazo podem ser mais baratos, mas preveem reajustes desfavoráveis. Tem que fazer a gestão de riscos e isso não é algo trivial”, alerta Pedrosa.
Cedo ou tarde, os consumidores terão de aprender a se orientar na nova paisagem. A tendência é que o mercado livre continue se expandindo até abarcar todas as 89 milhões de unidades consumidoras do Brasil.
No ano passado, o Ministério de Minas e Energia (MME) realizou consulta pública na qual previa a abertura do mercado em 2026 para clientes comerciais de baixa tensão, dois anos depois, em 2028, para clientes residenciais e rurais. A questão também está na pauta do Congresso Nacional. Em agosto, a Câmara dos Deputados instalou uma comissão especial para debater o PL 414/21, que tem como objetivo a universalização do mercado livre.
A dúvida é como fazer a transição, especialmente em como lidar com os contratos entre as distribuidoras do mercado regulado e os geradores de energia. Caso a demanda encolha muito rapidamente, as distribuidoras podem acabar com um excesso de energia em suas carteiras, o que impactaria preços.
No momento a situação parece sob controle. Estudo feito pela consultoria EY e pela Abraceel em novembro do ano passado identificou cerca de 3 gigawatt (GW) em contratos com usinas termelétricas próximos do encerramento. Esse volume quase iguala os 3,6 GW que os clientes do Grupo A poderão consomem em média e que poderão acessar no mercado livre a partir do ano que vem.
Para dar realmente certo, no entanto, a abertura tem que ser bem planejada. “A abertura não é um fim em si mesmo. Ela precisa ser um meio para tornar o mais mercado de energia mais eficiente”, conclui Paulo Pedrosa, da Abrace.
Fonte e Imagem: Estadão.

O Ministério da Fazenda se opôs à sugestão feita pelo deputado Bacelar (PV-BA) de criar um regime especial de incentivos tributários à produção de hidrogênio com baixa emissão de carbono, o que atrasou o avanço da matéria relatada pelo parlamentar na Câmara. A proposta foi incluída no primeiro parecer apresentado à Comissão Especial de Transição Energética e Produção de Hidrogênio da Casa.
Em meio à resistência da equipe econômica, um segundo documento foi elaborado e deverá ser protocolado após reunião com técnicos do governo. A votação do relatório, prevista inicialmente para amanhã, deve ser adiada. O projeto tem foco no hidrogênio verde, uma das formas de se gerar energia de forma mais sustentável, com baixa emissão de carbono.
De acordo com Bacelar, a Fazenda resiste a esses pontos do projeto justamente por avaliar que não há como conceder benefícios fiscais no momento em que encampa um discurso de combate às isenções tributárias para atingir o déficit zero nas contas públicas no ano que vem. O relator, no entanto, rebate o argumento da equipe econômica.
“Estamos defendendo incentivos fiscais para indústria nascente, então não haverá perda (de receita), porque o governo não arrecadou nada nesta indústria. O Estado não está abrindo mão de uma receita que já tem. Indústria nova sem incentivo não instala. Se ela não instala, o Estado não arrecada, e isso vira um círculo vicioso”, afirmou o relator.
“Eu não vejo como desenvolver programa inovador com hidrogênio verde sem incentivo. No mundo todo, onde hidrogênio tem sido desenvolvido tem sido através de incentivo, mas vamos ver que outras alternativas (a Fazenda vai apresentar)”, continuou o deputado. Ele disse que as equipes técnicas vão se reunir nesta tarde para discutirem o teor do texto.
Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixo Carbono”, o chamado “Rehidro”, para empresas que sejam habilitadas para a produção de hidrogênio de baixo carbono no prazo de até cinco anos da publicação da lei. As pessoas jurídicas que fazem parte do Simples Nacional não poderão participar do programa.
O texto estabelece, por exemplo, que as beneficiárias serão desoneradas em impostos federais nas importações e aquisições no mercado interno de itens e matérias-primas relacionadas à produção de hidrogênio. A água e a energia elétrica, segundo o relatório, serão consideradas matérias-primas para a produção do hidrogênio de baixo carbono e, portanto, não serão tributadas.
O parecer determina ainda que a empresa poderá obter um crédito de 100% sobre a Contribuições de Intervenção no Domínio Econômico (Cide) relativa a exploração de patentes, uso de marcas, importação de serviços técnicos e remessas para o exterior a título de royalties durante os primeiros cinco anos de ingresso no programa, e de 50% após este período.
As beneficiárias que estão inseridas no regime de lucro real terão também incentivos fiscais na apuração do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL), que incluem, por exemplo, depreciação integral, no próprio ano da aquisição, de máquinas, aparelhos, instrumentos e equipamentos, além de exclusão, em relação ao lucro líquido, dos custos e despesas com capacitação de pessoal. Pelo texto, as empresas do Rehidro também poderão emitir debêntures incentivadas.
Fonte e Imagem: Estadão.

Brasil tem como vantagem competitiva em relação ao restante do mundo o fato de ter metade da matriz energética composta por fontes renováveis.
O Brasil pode ter um papel preponderante no processo global de transição energética e descarbonização da indústria e da mobilidade urbana. Mas para exercer esse potencial o país precisa criar condições regulatórias e econômicas para que as soluções saiam do papel, de acordo com especialistas.
De partida, o Brasil tem como vantagem competitiva em relação ao restante do mundo o fato de ter metade da matriz energética composta por fontes renováveis. No setor elétrico, 20% da matriz têm origem em fontes fósseis. Com o aumento da ocorrência de eventos climáticos extremos - caso, por exemplo, de enchentes e secas em diferentes regiões do país de forma simultânea -, cientistas e especialistas avaliam se o que está sendo feito no setor de energia brasileiro é suficiente para reduzir a pegada nacional de carbono.
Atualmente, está em curso um plano de transição ecológica, apelidado de “pacote verde”, coordenado pelo Ministério da Fazenda, que consolida ações voltadas para a formação de uma economia sustentável, muitas delas ligadas ao setor energético. Rodrigo Rollemberg, secretário de energia verde do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio (Mdic), avalia que o Brasil tem todas as condições de fazer um “novembro verde” caso o Congresso aprove este mês todos os projetos de lei em tramitação sobre energia renovável. São projetos que tratam do marco legal das eólicas offshore e de hidrogênio verde, além da regulamentação do mercado de carbono e do programa “Combustível do Futuro”, que unifica os planos de combustíveis renováveis.
“O Brasil será o grande destino de investimentos internacionais quando aprovar os projetos”, disse Rollemberg. O presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Roberto Ardenghy, salienta que o setor, um dos mais relevantes da economia nacional, tem apostado no investimentos em tecnologias verdes, como a produção de biocombustíveis (especialmente em novas rotas tecnológicas para o biodiesel), as eólicas offshore e os sistemas de captura e armazenamento de carbono, entre outras iniciativas.
“O Brasil será o grande destino de investimentos internacionais quando aprovar os projetos”, disse Rollemberg. O presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Roberto Ardenghy, salienta que o setor, um dos mais relevantes da economia nacional, tem apostado no investimentos em tecnologias verdes, como a produção de biocombustíveis (especialmente em novas rotas tecnológicas para o biodiesel), as eólicas offshore e os sistemas de captura e armazenamento de carbono, entre outras iniciativas.
O hidrogênio produzido com uso de energias renováveis ainda é considerado caro, mas já foram anunciados 50 memorandos de entendimento firmados por empresas com governos estaduais e com outras companhias, de acordo com dados da Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias (Abeeólica). Só o Ceará possui 34 memorandos firmados. Projetos-piloto ou efetivos são 16, aponta a entidade.
Sérgio Leitão, presidente do Instituto Escolhas, salienta, porém, que o país não está preparado para fazer parte de uma corrida tecnológica global pela transição energética. A falta de coordenação, de metas e de prioridade no uso de recursos impede que o Brasil assuma a vanguarda tecnológica. Essa situação pode fazer com que o Brasil consuma tecnologias de outros países, avalia.
O economista Bráulio Borges, do Instituto Brasileiro de Economia da Fundação Getulio Vargas (FGV Ibre) e da LCA Consultores, destaca que uma das potencialidades que precisam ser adequadamente pensadas e exploradas é o aproveitamento das reservas que o país tem de minerais críticos para a transição energética, como lítio, cobre, níquel e terras raras: “A agenda de transição energética e mitigação das mudanças climáticas é uma oportunidade inclusive de neoindustrialização e para o Brasil se desenvolver”, pondera. Ele acrescenta que o país “perdeu o bonde” da globalização do comércio internacional de bens, que tirou a Coreia do Sul da pobreza.
Borges afirma que o país tem um ponto de partida “muito favorável” para explorar a oportunidade da transição energética e da mitigação das mudanças climáticas. Entre as vantagens comparativas do país, cita a exportação de energia limpa e a extração de minerais críticos, além de, eventualmente, instalar o refino desses materiais no Brasil. Mas ele alerta, com base em outras “ondas” que o país perdeu no passado: “Ficamos céticos porque o Brasil nunca perde a oportunidade de perder oportunidades. Mas essa oportunidade está aí e as coisas estão acontecendo neste momento”.
Em termos globais, Borges destaca que a transição energética também se beneficiou, nos últimos anos, de um impulso involuntário dado pela geopolítica. Ele diz que a guerra entre Rússia e Ucrânia motivou uma aceleração, por parte de diversos países, da agenda de mudança da matriz energética. “Depender menos do petróleo e derivados da Rússia significa buscar outras fontes no mundo, principalmente fontes renováveis, que estão muito mais bem distribuídas no mundo do que os hidrocarbonetos”, ressalta Borges.
Ele afirma ainda que o conflito entre Israel e o Hamas, que traz embutido o risco de guerra envolvendo outros países do Oriente Médio, é mais um exemplo de questão geopolítica que pode impulsionar a transição energética. “Os países ocidentais podem querer acelerar a redução da dependência de petróleo de países do Oriente Médio”, diz economista.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Projetos para geração offshore já protocolados no Ibama somam 200 GW e estão entre as apostas de petroleiras que têm metas de descarbonização.
Destaque em energia eólica em parques terrestres no mundo, com fator de capacidade de geração no Nordeste superior a 50%, o dobro da média mundial, o Brasil se prepara para desbravar uma nova fronteira: o potencial dos ventos marítimos. Enquanto o governo sinaliza com regulação para a área até o fim do ano, empresas se movimentam para investir nesse novo segmento no país. Já há protocolados cerca de 200 gigawats (GW) de projetos no Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama). Um exemplo do interesse está na Petrobras, que busca ampliar sua participação em renováveis investindo em eólicas offshore. Liderar a corrida implica, para a estatal, desenvolver equipamentos mais propícios para o Brasil, o que pode elevar a eficiência dos projetos e ampliar a rentabilidade deles.
Em setembro, a Petrobras anunciou já ter solicitado o licenciamento de dez áreas marítimas para a instalação de estruturas de energia eólica com potência de 23 GW. Das dez áreas marítimas, sete ficam no Nordeste (três no Rio Grande do Norte, três no Ceará e uma no Maranhão) – as outras estão no Rio Grande do Sul, Espírito Santo e Rio de Janeiro. Para atingir a ambição de liderar o novo segmento, a estatal firmou parceria com a WEG, fornecedora de motores elétricos, para o desenvolvimento de um aerogerador capaz de produzir 7 megawatts de energia, o maior a ser fabricado no Brasil.
“Isso marca a entrada efetiva da Petrobras no segmento de energia eólica offshore”, diz o presidente da estatal, Jean Paul Prates. Para ele, a parceria representa um marco importante para a empresa, porque aumentará seu conhecimento em tecnologia de energia eólica, além de trabalhar em um equipamento voltado ao mercado brasileiro.
O aerogerador terá 220 metros de altura do solo até a ponta da pá – equivalente à altura de seis estátuas do Cristo Redentor – e 1.830 toneladas de peso – correspondente ao peso de cerca de 1.660 carros populares ou 44 Boeings 737. A Petrobras investirá R$ 130 milhões no projeto, que já está em andamento pela WEG. O acordo abrange o desenvolvimento de tecnologias para a fabricação dos componentes do aerogerador adequados às condições eólicas do país –, bem como a construção e testes de um protótipo, com contrapartidas técnicas e comerciais para a Petrobras. A WEG prevê que o equipamento poderá ser produzido em série a partir de 2025.
A energia eólica offshore pode ser liderada pelas petroleiras em um momento em que o pré-sal ganhará destaque nessa década no mundo. Com a exploração gradual da camada pré-sal, o Brasil se tornou um dos oito maiores produtores de petróleo do mundo. A Agência Internacional de Energia (AIE) estima que a produção mundial de petróleo aumentará em 5,8 milhões de barris por dia até 2028, com cerca de um quarto dessa oferta adicional vindo da América Latina e com destaque para o Brasil. As petroleiras trabalham com metas globais de descarbonização. E as eólicas offshore são uma das apostas delas.
Por Valor Econômico.

Segundo deputado, os preços aumentaram e os serviços ao consumidor pioraram.
Numa reunião com operadores do mercado financeiro, organizado pela Fatto Inteligência Política, em Brasília, o deputado João Bacelar (PL-BA) criticou duramente as distribuidoras de energia elétrica do país. Segundo ele, os preços aumentaram e os serviços ao consumidor pioraram.
Bacelar e outros parlamentares do PL estão cogitando acertar com o presidente da Câmara, Arthur Lira (PP-AL), uma nova lei sobre concessões do setor elétrico.
Por Veja.

Segundo o petista, país tem potencial de produzir inúmeros tipos de energia sustentável e vendê-las para países ricos.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) disse nesta 6ª feira (27.out) que o Brasil tem o potencial de ser um “berçário” para novos investimentos de economia verde –modelo econômico que visa a reduzir o impacto ambiental e promover o desenvolvimento sustentável.
De acordo com o presidente, o Brasil tem uma possiblidade que poucos países têm. Por causa da suas condições climáticas e posição geográfica, é capaz de produzir inúmeros tipos de “energia verde”, como biocombustível, eólica, solar e hidrogênio verde.
“O que é essa coisa extraordinária que o país tem? É o potencial que o Brasil tem de entrar no mundo da chamada energia verde. Ou seja, o potencial que o Brasil tem de produzir energia e vender para os países ricos que querem comprar. O Brasil se apresentará como um berçário em que vai nascer esse novo mundo dos investimentos que é a chamada economia verde”, afirmou em café da manhã com jornalistas no Palácio do Planalto.
Essa não é a 1ª vez que o petista fala sobre o tema. Lula já disse que o Brasil pode ser na economia verde o que países do Oriente Médio são em relação ao petróleo. Afirmou ainda que o país é “imbatível” no tema.
Por Poder 360.

Aumento do aporte no Luz para Todos vai puxar alta da CDE; entidade teme que encargos sejam ampliados por projetos no Congresso.
A CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) deve ter um orçamento de R$ 36,6 bilhões em 2024, segundo projeção da consultoria do setor elétrico TR Soluções. Se confirmado o valor, o país baterá recorde no pagamento de subsídios na conta de luz. Em relação a 2023, a alta será de R$ 1,7 bilhão, ou 4,9%.
A conta é um encargo setorial pago pelos consumidores. Sua finalidade é conceder descontos tarifários a determinados grupos de usuários –como pessoas de baixa renda–, custear energia nos sistemas isolados e incentivar fontes de geração, como eólica e solar, além de outros subsídios.
A estimativa considera o valor aprovado para o Luz para Todos para 2024. O programa de universalização do fornecimento de energia, relançado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT), vai custar R$2,5 bilhões para a CDE no próximo ano. Em 2023, a despesa aprovada para universalização foi de R$ 1,6bilhão.
Também estão inclusos descontos e subsídios para as fontes incentivadas (solar, eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas) e para irrigação e subvenção econômica a cooperativas, que estão projetados em R$ 13,4 bilhões.
Há outros componentes, como os descontos para a geração distribuída, que crescem a cada ano com a evolução do segmento, e para o consumo de combustíveis nos sistemas isolados e não conectados ao SIN (Sistema Interligado Nacional). Este é o componente de maior peso na CDE.
De acordo com a TR Soluções, cada R$ 1 bilhão de aumento na conta setorial pode representar um impacto médio da ordem de 0,5 ponto percentual sobre as contas de luz. Atualmente, a CDE representa cerca de 17% das tarifas ao consumidor.
A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) deve apresentar até o final do ano a proposta final do orçamento da CDE para 2024, que será levada a consulta pública antes de ser aprovada.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, tem defendido que a proposta de reforma do setor elétrico, em discussão dentro do governo, equalize a questão dos subsídios. Já cogitou transferir parte das despesas para o OGU (Orçamento Geral da União), mas a falta de espaço fiscal é um desafio.
Mariana Amim, diretora de Assuntos Técnicos e Regulatórios da Anace (Associação Nacional dos Consumidores de Energia), defende a ideia de que o governo arque com os subsídios de caráter de política social.
“O que se faz no setor elétrico é caridade com o chapéu alheio. Não é aceitável, por exemplo, subsídio para carvão mineral ou para beneficiar um tipo de energia em detrimento de outra. O desconto para baixa renda é justificável, mas também tem que vir de uma política governamental.”
DESPESA PODE AUMENTAR
Outro problema é a tentação do Congresso em incluir ou ampliar subsídios na conta. Há vários projetos em tramitação atualmente que, se aprovados, vão aumentar a despesa. Na lista estão duas propostas de marco regulatório do hidrogênio verde, uma na Câmara e outra no Senado.
O relatório preliminar da Comissão Especial de Transição Energética e Produção de Hidrogênio da Câmara cria o Rehidro (Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixo Carbono), com desoneração de vários impostos. Eis a íntegra do parecer (PDF – 551 kB).
Pela proposta, o pacote seria custeado principalmente por parte dos recursos da exploração do petróleo e pelo excedente econômico de Itaipu, por meio da CDE. Também contaria com doações internacionais e com recursos do Orçamento da União.
No Senado, há uma outra proposta que está pronta para ser votada na Comissão Especial do Hidrogênio Verde. O relatório preliminar também cita a criação de subsídios bancados pela CDE, que iriam para a conta de luz de todos os consumidores. Eis a íntegra (PDF – 199 kB).
Mariana Amim diz que ainda não é possível estimar o peso desses descontos na CDE. Mas mostra preocupação com a possível aprovação. “As discussões que temos tido com o setor de hidrogênio é que os incentivos tributários já bastariam para fomentar o desenvolvimento da produção. Mas no Congresso há uma percepção contrária”.
Por Poder 360.

O relatório do senador Eduardo Braga (MDB-AM) apresentado nesta quarta-feira (25) para a PEC (Proposta de Emenda Constitucional) 45/2019, sobre a Reforma Tributária, garante que o IS (Imposto Seletivo) não incidirá sobre a energia elétrica. No entanto, não a inclui no rol de regimes específicos, com tratamento diferenciado. O texto, como estava na Câmara, não definia se o IS incidiria ou não sobre a eletricidade.
“Em função da experiência recente, entendemos que não pode haver o risco de o tributo incidir sobre a energia elétrica, caso em que prejudicará desproporcionalmente a população de baixa renda e o desenvolvimento das atividades econômicas, nem sobre os serviços de telecomunicações, pois trata-se de atividade estratégica”, diz o relatório.
O Imposto Seletivo é um mecanismo que visa desestimular o consumo de produtos prejudiciais à saúde e ao meio ambiente, e incidirá de forma monofásica sobre o bem ou serviço.
Recursos não renováveis
No entanto, o relatório prevê que haja uma alíquota de 1% do IS na extração de recursos naturais não renováveis, como minério e petróleo. Durante entrevista à imprensa, o senador afirmou que a incidência não será em toda a cadeia, apenas na extração.
Braga ainda informou que “toda e qualquer regulação e formulação [do Imposto Seletivo] será por lei complementar”. Assim como os minérios a serem tributados. Questionado se a regra valeria para insumos energéticos, como carvão, o parlamentar disse “achar que sim”, mas que o assunto deverá ser tratado também em lei complementar.
Cashback para eletricidade
O relatório prevê ainda que consumidores de baixa renda terão direito ao cashback na conta de energia elétrica. Esse mecanismo prevê a devolução de parcela da receita do IBS (Imposto sobre Bens e Serviços) e da CBS (Contribuição Social sobre Bens e Serviços) aos consumidores.
“Para não desequilibrar a receita dos estados, os consumidores de baixa renda do setor elétrico terão direito à cashback na conta de energia elétrica”, afirmou Braga.
Combustíveis e lubrificantes
No setor de óleo e gás, o texto apresentado por Eduardo Braga mantém o tratamento específico no IBS (Imposto sobre Bens e Serviços) para combustíveis e lubrificantes. Contudo, determina que as alíquotas tributárias desses produtos serão definidas por meio de resolução do Senado Federal, que terá função de árbitro entre os entes federativos, tendo em vista que as alíquotas serão uniformes, não por lei complementar.
Segundo o relatório, o texto aprovado na Câmara dos Deputados “determinou que as alíquotas aplicáveis aos combustíveis e lubrificantes serão uniformes em todo território nacional, mas permaneceu silente quanto à competência para fixá-las”.
Assim, “a interpretação mais apropriada é de que a lei complementar que instituirá o regime específico para esses produtos também fixará sua alíquota. No entanto, entendemos que essa previsão não é a mais conveniente, pois engessaria os ajustes necessários para atender as oscilações de preços. Como o Senado Federal já possui competência para fixação de alíquotas máximas e mínimas relativas a impostos estaduais, concluímos que esta Casa da Federação é a arena mais adequada para deliberar sobre a alíquota aplicável às operações com combustíveis e lubrificantes, respeitados os parâmetros indicados na legislação complementar”, diz o documento.
Simplificação
A fim de simplificar a tributação no país, a reforma indica a unificação de tributos em um com duas alíquotas (IVA dual), chamado de IBS. Assim, haverá uma alíquota para a União e outra para estados, municípios e Distrito Federal, além de alíquotas diferenciadas para determinados bens e serviços.
Segundo o advogado tributarista Luis Claudio Yukio Vatari, sócio do Toledo Marchetti Advogados, já era esperado que a energia ficasse de fora dos modelos diferenciados, visto que isso já teria sido “antecipado” pelos parlamentares. Como justificativa, é dito que “quanto mais tratamentos diferenciados se tem, a alíquota geral acaba subindo”.
Fim de incentivos fiscais
Contudo, o tributarista avalia que o fim previsto para os incentivos fiscais é algo que já vem desestimulando novos investimentos no setor. Especialmente na construção de novas usinas, tendo em vista que, segundo suas projeções, poderá aumentar em até 20% o investimento inicial para a construção de uma usina. “A cassação dos regimes especiais, como o Reidi [Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura] e outros, locais e estaduais, tem atentado muito contra o setor, mesmo com o período de transição”, afirmou à Agência iNFRA.
“Hoje você tem uma implantação menos onerada, mas opera pagando mais imposto. Com o fim dos incentivos e a criação dos créditos tributários, haverá a antecipação do imposto da operação para a construção. Hoje você investe menos para ter um retorno menor, agora você vai investir mais para ter um retorno, em tese, maior com o crédito tributário”, explicou. “É uma medida melhor? Eu não sei. É mais fácil fazer um investimento ou conduzir uma empresa? Eu fico na dúvida.”
Tramitação
Com a apresentação do relatório no Senado, o texto, já aprovado na Câmara dos Deputados, seguiu para a CCJ (Comissão de Constituição e Justiça). Após a leitura do texto, o presidente do colegiado, Davi Alcolumbre (União-AP), concedeu vista coletiva de 15 dias, como estava acordado entre os parlamentares.
Segundo Alcolumbre, o relatório será apreciado na CCJ em 7 de novembro, quando seguirá para o plenário da Casa. Ele informou ainda que há acordo entre os líderes e o presidente do Senado, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), para devolver a matéria para a Câmara dos Deputados até o dia 10 de novembro.
Fonte e Imagem: Agência Infra.

Presidente da Câmara e deputado Arnaldo Jardim propõem criação de mecanismos de financiamento para projetos de transição energética.
O presidente da Câmara dos Deputados, Arthur Lira (PP-AL), e o deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP) discutiram com o ministro da Fazenda, Fernando Haddad, na quarta-feira a criação de novos mecanismos de financiamento para projetos de transição energética. Haveria um “fundo verde” gerido pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e uma nova forma de transação tributária, condicionada a investimento em ações que diminuam os gases de efeito estufa.
O “Programa de Aceleração da Transição Energética” (Paten) teria como objetivo fomentar novas tecnologias, a produção de combustíveis renováveis, como o etanol de segunda geração e bioquerosene para aviação, ou geração de energias mais limpas, como eólica, solar e de biomassa.
A proposta é alternativa para custear projetos de energia eólica em alto-mar ou de produção de hidrogênio verde, por exemplo, ambos com marcos legais em debate no Congresso. O governo, contudo, se posicionou contra as propostas de criação de incentivos tributários para esses programas.
“É algo que teremos que negociar. Sem incentivos não há como colocar em pé a produção de hidrogênio de baixo carbono no Brasil”, disse o deputado Bacelar (PV-BA), relator do marco legal na Câmara. O projeto de lei protocolado por Jardim cria um fundo de aval a empréstimos do BNDES com taxas de juros menores para projetos sustentáveis. Ele seria formado por precatórios (dívidas judiciais) e créditos tributários de pessoas jurídicas com a União, e os credores receberiam cotas desse fundo.
Já a transação tributária teria nova modalidade que levaria em conta não a capacidade de pagamento do credor para decidir o desconto concedido nas multas e juros, mas a exigência de usar os recursos para investimentos em projetos “verdes”.
Segundo Jardim, o ministro ficou de estudar a proposta e e retornar com sugestões. “O Haddad, em princípio, simpatizou muito com o projeto porque pode diminuir a demanda por incentivos tributários”, disse.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

11º CITEENEL teve início nesta quarta (25) em São Luís do Maranhão.
A 11ª edição do Congresso de Inovação Tecnológica e Eficiência Energética do Setor Elétrico (CITEENEL 2023) reuniu especialistas e autoridades com o objetivo de fomentar a discussão e o intercâmbio de ideias sobre os Programas de Pesquisa e Desenvolvimento (PDI) e Eficiência Energética (EE) da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Organizado pela Agência, em parceria com a distribuidora Equatorial Maranhão, o evento de três dias, teve início nesta quarta-feira (25), em São Luís (MA) e foi transmitido pelo canal da ANEEL no YouTube.
Na cerimônia de abertura, o diretor-geral da ANEEL, Sandoval Feitosa, deu as boas-vindas aos participantes, seguido do governador do Estado do Maranhão, Carlos Brandão. Feitosa iniciou seu discurso, destacando o potencial do Congresso como grande canal de discussões e principal evento de inovação e eficiência energética do setor elétrico: “Já considero esse evento um sucesso por vários motivos, mas sobretudo pela motivação e entusiasmo das equipes da ANEEL e da Equatorial Maranhão envolvidas que se traduzem em mais de 1.400 inscritos, entre participantes presenciais e virtuais, o recorde do evento.”
“Vamos aproveitar esse grande canal de discussões e pensar o nosso país, as futuras gerações, o clima, a inclusão social, a diversidade, a redução das desigualdades sociais, regionais, a integração, o desenvolvimento e crescimento com justiça. Juntos, sempre podemos mais.”, declarou o diretor-geral da ANEEL.
Para o governador Carlos Brandão, “as discussões que teremos nesse congresso contribuirão, significativamente, para impulsionar o desenvolvimento e a transição energética de que tanto falamos”. Brandão também apontou os avanços do estado e sua capacidade em atrair investimentos: “O Maranhão é um estado de credibilidade e vem atraindo cada vez mais investimentos palas suas riquezas naturais e pelo seu grande potencial em produzir energias renováveis. Nós precisamos nos preparar para o futuro e contribuir cada vez mais com o desenvolvimento sustentável do nosso país”.
O evento também contou com a presença da diretora da ANEEL e relatora do CITEENEL, Agnes da Costa, dos diretores da ANEEL, Ricardo Tili, Fernando Mosna, Hélvio Guerra, da ex-ministra do Meio Ambiente, Izabella Teixeira, do diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Brasil (ANP), Fernando Moura, e do CEO do Grupo Equatorial Energia, Augusto Miranda.
Com sua vasta experiência na área, a ex-ministra abordou temas relevantes relacionados à inovação e eficiência energética, em palestra magna por meio da qual destacou a importância de estratégias sustentáveis no setor elétrico.
Após a palestra, a diretora Agnes da Costa agradeceu a participação da ex-ministra do Meio Ambiente, Izabella Teixeira, e falou da importância da inovação e de se discutir a atuação individual e coletiva na promoção dessa atividade. “Um dos objetivos dessa edição do CITEENEL é a gente poder olhar para o potencial do trabalho de cada um aqui presente e entender que não estamos fazendo inovação apenas por obrigação, entender que ela tem sim grande impacto no setor elétrico, no setor de energia e na economia. Coloco a ANEEL à disposição para que vocês consigam entender como estamos contribuindo para melhorar a sociedade, o nosso país e o mundo.”
O período da manhã também contemplou o Painel "Programas de PDI e EE com resultados para a Sociedade". Moderado pelo diretor da ANEEL, Ricardo Tili, o debate contou com especialistas do setor que compartilharam suas experiências e apresentaram casos de sucesso, evidenciando os benefícios dos programas para a sociedade. Na abertura do painel, Tili falou do papel central do consumidor nos projetos de PDI e EE: “A sociedade é o principal beneficiário de nossa atividade, e, portanto, a orientação de nossos projetos deve refletir suas necessidades e aspirações. Afinal, a energia elétrica é uma parte fundamental do cotidiano de todas as pessoas, e nosso papel é garantir que ela seja confiável, acessível e ecologicamente responsável.”
No período da tarde, os participantes retornaram às discussões, desta vez explorando o tema "Governança em PDI e EE no setor elétrico". Sob a mediação do diretor da ANEEL, Fernando Mosna, que pontuou em sua fala de abertura “ESG é um tema que faz parte de diversos fóruns de discussão, seja na agenda de governo, internacional ou empresarial. Hoje, nós vamos falar especificamente sobre Governança, em uma dinâmica, em que nós vamos tratar de desenvolvimento, inovação, eficiência energética e teremos a oportunidade de ouvir da ANP, dos agentes regulados e dos representantes do poder concedente como eles estão encarando situações, problemas e desafios nessas novas maneiras de entender o ambiente de negócio e o mundo em si”. Neste painel foram discutidos os principais desafios e as melhores práticas de governança relacionados aos programas de inovação e eficiência do setor elétrico.
Em seguida as atividades do congresso prosseguiram com workshops temáticos. O primeiro workshop abordou o uso da tecnologia blockchain e a certificação de descarbonização. O workshop seguinte trouxe discussões sobre ESG — sigla que vem do inglês e significa Environmental, Social and Governance (Ambiental, Social e Governança). Já no terceiro workshop, foram apresentados os Indicadores ESG em projetos de PDI e EE, com ênfase na sustentabilidade como uma agenda estratégica e inadiável.
Para encerrar o primeiro dia do CITEENEEL, no final da tarde, ocorreu a divulgação do estudo que avalia os impactos do Programa de Eficiência Energética (PEE) da ANEEL. A apresentação foi conduzida pela secretária adjunta de Inovação e Transição Energética (STE/ANEEL), Carmen Silvia Sanches, acompanhada pelo especialista em regulação da STE/ANEEL, Carlos Eduardo Firmeza, e pela professora da Escola de Economia de São Paulo da Fundação Getulio Vargas (FGV/EESP), Amanda Schutze. O estudo apresentou análises e resultados que evidenciaram o impacto positivo do Programa de Eficiência Energética, destacando avanços e oportunidades de aprimoramento.
Com uma programação diversificada e conteúdos relevantes, o Congresso continua nos próximos dias, com uma série de painéis, palestras e atividades que visam impulsionar a inovação e a eficiência energética no setor elétrico, contribuindo para um futuro mais sustentável e tecnologicamente avançado.
Fonte e Imagem: Gov.br

Texto cria um teto com base na média da receita no período de 2012 a 2021, apurada como proporção do PIB. A alíquota será reduzida caso exceda limite.
Em um esforço para fazer a reforma tributária avançar no Senado, o relator do texto, Eduardo Braga (MDB-AM), acolheu novas demandas setoriais e aumentou o Fundo Nacional do Desenvolvimento Regional (FNDR), um pedido dos governadores. O parecer foi visto como um avanço em relação ao que foi aprovado na Câmara dos Deputados, mas parlamentares já admitem novas mudanças e não descartam um adiamento da votação.
A meta do governo é votá-lo no Senado em novembro, para que o texto volte à Câmara e ainda seja promulgado antes do recesso. A expectativa é que em 2024 o Congresso possa se debruçar sobre as propostas de leis complementares que regulamentarão a reforma tributária do consumo.
Tendo como base a proposta aprovada na Câmara, o texto unifica ISS, ICMS, PIS, Cofins e IPI em três novos impostos: a Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS), de gestão federal; o Imposto sobre Bens e Serviços (IBS), gerido pelo Conselho Federativo, composto por representantes dos Estados e municípios; e um Imposto Seletivo (IS), federal, que incidirá sobre bens e serviços prejudiciais à saúde. O projeto visa acabar com a guerra fiscal, e prevê um período de transição para a adoção do novo sistema.
“Os regimes diferenciados serão submetidos a avaliação quinquenal de custo-benefício, podendo a lei fixar regime de transição para a alíquota padrão, garantidos os respectivos ajustes nas alíquotas de referência”, disse Braga, durante apresentação do texto à Comissão de Constituição e Justiça (CCJ). “Por isso mesmo, fomos bastante seletivos diante das incontáveis demandas por novas exceções. Mas não perdemos de vista os princípios que motivaram a apresentação dessa PEC 45, entre eles a necessidade de desoneração dos bens de capital, como forma de assegurar investimentos para a modernização de alguns setores, como infraestrutura e saneamento.”
Braga propôs em seu parecer a criação de uma trava para o crescimento da carga tributária sobre o consumo, a ampliação do aporte anual do governo federal no Fundo Nacional do Desenvolvimento Regional (FNDR) para R$ 60 bilhões e a restrição do número de produtos da cesta básica que terão alíquota zero.
No caso da trava à carga, o texto institui um teto de referência com base na média da receita no período de 2012 a 2021, apurada como proporção do Produto Interno Bruto (PIB). A alíquota de referência dos tributos será reduzida caso exceda esse limite. O teto para a carga tributária estaria hoje em 12,5% do PIB, informou uma fonte do governo. O ideal, do ponto de vista do Executivo, seria não ter essa limitação.
Em relação ao FNDR, cuja função é compensar Estados pelas perdas na arrecadação com as novas regras tributárias, a mudança significa um incremento de R$ 20 bilhões em relação ao texto aprovado na Câmara. A versão dos deputados estabelecia um aumento progressivo do fundo até atingir o teto de R$ 40 bilhões em 2033. Já os Estados pleiteiam um aumento entre R$ 75 bilhões e R$ 80 bilhões.
Pela proposta de Braga, o aumento extra será distribuído ao longo de dez anos. A partir de 2034, haverá um incremento de R$ 2 bilhões ao ano, até alcançar os R$ 60 bilhões anuais em 2043. Braga também inseriu uma nova proposta de divisão do fundo, com 70% dos recursos distribuídos segundo os critérios do Fundo de Participação dos Estados (FPE) e 30% com base nos Estados mais populosos. Outra mudança foi transformar o conselho federativo em comitê gestor, que ficará sem a possibilidade de ter iniciativa de lei. Esse era um dos principais pontos de atrito na Casa.
O relatório prevê redução de 60% das alíquotas dos tributos incidentes sobre itens como produtos de limpeza e higiene pessoal consumidos majoritariamente por famílias de baixa renda. A alíquota reduzida beneficia, ainda, serviços de transporte coletivo de passageiros.
Braga manteve os produtos e insumos agropecuários entre os itens que terão redução da alíquota, algo que já estava previsto na versão que veio da Câmara dos Deputados e era um dos principais pleitos da Frente Parlamentar da Agropecuária (FPA). Os profissionais liberais, por sua vez, terão desconto de 30% na alíquota. A medida deve beneficiar advogados, dentistas, médicos e engenheiros.
Braga também cedeu e incluiu novos setores entre as exceções, como agências de viagem, concessão de rodovias, missões diplomáticas, serviços de saneamento e telecomunicações, que terão regimes específicos. No geral, a avaliação no governo é que o saldo do relatório é positivo, especialmente a limitação da isenção da cesta básica e a forma como parte do setor de transportes foi retirado da alíquota favorecida para um regime específico. Mas, diante das concessões, técnicos avaliam se vão atualizar o estudo que apontou para uma alíquota-padrão para a soma do Imposto sobre Bens e Serviços (IBS) e da Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS) entre 25,45% e 27%.
Uma novidade no relatório apresentado foi a possibilidade de cobrar Imposto Seletivo sobre a extração de petróleo e minérios, a uma alíquota de até 1%. O governo ainda não tem estimativa de quanto poderá ser arrecadado. Mas o fato de o Seletivo ter ficado maior do que estava na versão aprovada pela Câmara poderá contribuir para reduzir a alíquota da CBS, comentou uma fonte. A tributação será um novo custo para a Petrobras, admitiu.
Relator da reforma tributária na Câmara, o deputado Aguinaldo Ribeiro (PP-PB) gostou do parecer apresentado por Braga. Ao Valor, Aguinaldo ele disse que o parecer contempla quase 90% dos pontos defendidos pela maioria dos deputados e demonstrou confiança de que o texto será aprovado no Senado no início de novembro.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Segundo World Energy Outlook 2023, novas tecnologias limpas executarão papel maior que o atual.
De acordo com a última edição do World Energy Outlook 2023 da Agência Internacional de Energia, as grandes mudanças em curso hoje deverão resultar num sistema energético global consideravelmente diferente até ao final desta década, O aumento fenomenal de tecnologias de energia limpa, como a solar, a eólica, os carros eléctricos e as bombas de calor está remodelando a forma como alimentamos tudo, desde fábricas e veículos até eletrodomésticos e sistemas de aquecimento.
A última edição descreve um sistema energético em 2030 no qual as tecnologias limpas desempenham um papel significativamente maior do que hoje. Isso inclui quase dez vezes mais carros elétricos nas estradas em todo o mundo; a energia solar gera mais eletricidade do que todo o sistema energético dos EUA produz atualmente; a quota das renováveis no mix global de eletricidade aproxima-se dos 50%, acima dos cerca de 30% atuais; bombas de calor e outros sistemas de aquecimento elétrico superando as caldeiras de combustíveis fósseis em todo o mundo; e três vezes mais investimento em novos projetos eólicos offshore do que em novas centrais elétricas alimentadas a carvão e gás.
Todos esses aumentos estão baseados apenas nas atuais configurações políticas dos governos em todo o mundo. Caso os países cumpram os seus compromissos nacionais em matéria de energia e clima na íntegra, o progresso no domínio da energia limpa avançará ainda mais rapidamente. Mas ainda seriam necessárias medidas ainda mais fortes para manter vivo o objetivo de limitar o aquecimento global a 1,5 °C.
A combinação do impulso crescente por trás das tecnologias de energia limpa e das mudanças econômicas estruturais em todo o mundo tem implicações importantes para os combustíveis fósseis, com picos na procura global de carvão, petróleo e gás natural visíveis nesta década – a primeira vez que isto acontece num cenário WEO com base nas configurações políticas atuais. Neste cenário, a percentagem de combustíveis fósseis no fornecimento global de energia, que esteve estagnada durante décadas em cerca de 80%, diminui para 73% até 2030, com as emissões globais de dióxido de carbono (CO2) relacionadas com a energia a atingirem o pico em 2025.
De acordo com o Diretor Executivo da AIEA Fatih Birol, a transição para a energia limpa está acontecendo em todo o mundo e é imparável. Para ele, não é uma questão de ‘se’, é apenas uma questão de ‘quando’ – e quanto mais cedo melhor para todos. Segundo Birol, governos, empresas e investidores precisam apoiar as transições para energias limpas, em vez de impedi-las. Tendo em conta as atuais tensões e volatilidade nos mercados energéticos tradicionais, as alegações de que o petróleo e o gás representam escolhas seguras ou protegidas para o futuro energético e climático do mundo perdem a força.
O relatório propõe uma estratégia global para colocar o mundo no caminho certo até 2030, que consiste em cinco pilares principais, que também podem fornecer a base para uma conferência COP 28 sobre alterações climáticas bem-sucedida. São eles: triplicar a capacidade renovável global; duplicar a taxa de melhorias na eficiência energética; reduzir as emissões de metano provenientes de operações de combustíveis fósseis em 75%; mecanismos de financiamento inovadores e em grande escala para triplicar os investimentos em energia limpa nas economias emergentes e em desenvolvimento; e medidas para assegurar um declínio ordenado na utilização de combustíveis fósseis, incluindo o fim de novas aprovações de centrais elétricas alimentadas a carvão.
Segundo Birol, cada país precisa encontrar o seu próprio caminho, mas a cooperação internacional é crucial para acelerar as transições para energias limpas. Para ele, a velocidade a que as emissões diminuirão dependerá, em grande parte, da capacidade de financiar soluções sustentáveis para satisfazer a crescente procura de energia das economias mundiais em rápido crescimento.
O WEO 2023 destaca que os mercados de gás natural têm sido dominados por receios sobre a segurança e os picos de preços depois da Rússia ter cortado o fornecimento à Europa, e os equilíbrios do mercado permanecem precários. Mas um aumento sem precedentes de novos projetos de GNL que entrarão em funcionamento a partir de 2025 deverá adicionar mais de 250 bilhões de metros cúbicos por ano de nova capacidade até 2030, o equivalente a cerca de 45% do fornecimento global total de GNL atual.
O forte aumento da capacidade aliviará as preocupações com os preços e a oferta de gás, mas também corre o risco de criar um excesso de oferta, dado que o crescimento da procura mundial de gás abrandou consideravelmente desde a “era de ouro” de expansão dos mercados de gás durante a década de 2010. Como resultado, a Rússia terá oportunidades muito limitadas de expandir a sua base de clientes. A sua quota de gás comercializado internacionalmente, que era de 30% em 2021, deverá cair para metade até 2030.
A China, que tem uma influência descomunal nas tendências energéticas globais, está passando por uma grande mudança à medida que a sua economia abranda e sofre mudanças estruturais. O relatório prevê que a procura total de energia da China deverá atingir o pico em meados desta década, com o crescimento dinâmico contínuo da energia limpa colocando a procura de combustíveis fósseis e as emissões do país em declínio.
O WEO deste ano também explora o potencial para um crescimento mais forte da energia solar fotovoltaica nesta década. As energias renováveis deverão contribuir com 80% da nova capacidade de produção de energia até 2030, segundo as atuais configurações políticas, sendo a energia solar, por si só, responsável por mais de metade desta expansão.
No entanto, este cenário leva em conta apenas uma fração do potencial solar, de acordo com a análise do WEO. Até ao final da década, prevê-se que o mundo tenha capacidade de produção para mais de 1.200 GW de painéis solares por ano, mas prevê-se que a implantação seja efetivamente de apenas 500 GW em 2030. Caso o mundo alcance a implantação de 800 GW fotovoltaicos até ao final da década, levaria a uma redução adicional de 20% na produção de energia a carvão na China em 2030, em comparação com um cenário baseado nas atuais configurações políticas. A produção de eletricidade a partir do carvão e do gás natural na América Latina, África, Sudeste Asiático e Médio Oriente recuaria em um quarto.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

O presidente da Câmara dos Deputados, Arthur Lira (PP-AL) voltou a afirmar que a Casa vem priorizando o avanço de proposições legislativas que englobem projetos sustentáveis para manter o Brasil na “dianteira dos negócios” da chamada economia verde. Entre as medidas, Lira destacou a aprovação ainda nesta semana do Projeto de Lei do Hidrogênio de baixo carbono.
“É importante criar as condições para o desenvolvimento das diversas rotas de hidrogênio, tendo em vista as variadas vocações nacionais na produção de insumos. Entre as diversas rotas possíveis, encontram-se as relacionadas à produção do hidrogênio a partir do etanol e de seus subprodutos”, afirmou Lira durante participação da 23a Conferência Internacional Datagro sobre Açúcar e Etanol, realizada em São Paulo.
No evento, o presidente da Câmara destacou que nesta terça-feira, 24 de outubro, a Comissão Especial da Transição Energética e Produção de Hidrogênio Verde da Câmara deveria votar o parecer sobre a regulamentação do combustível. No entanto, a votação foi adiada pela Comissão.
A aprovação do PL do hidrogênio pela Casa já vem sendo apontada por Arthur Lira desde setembro, quando ele sinalizou uma possível regulação do combustível voltada a sua produção a partir do etanol.
Lira citou ainda em seu discurso que a Casa deve avançar com discussões e deliberações envolvendo os biocombustíveis.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

Texto muda norma da Aneel sobre tarifa de transmissão para beneficiar fontes renováveis da região, mas pesa no bolso do consumidor; será votado na 3ª.
A Comissão de Infraestrutura do Senado vai avaliar nesta 3ª feira (24.out.2023) um projeto para acabar com uma regra criada em 2022 que permitiria uma redução de até 19% nas tarifas de distribuição de energia na região Nordeste. A proposta que penaliza o consumidor tem o objetivo de beneficiar empreendimentos de fontes renováveis na região.
O PDL (Projeto de Decreto Legislativo) 365 de 2022 susta regras sobre transmissão estabelecidas criaram o chamado sinal locacional. O texto já foi aprovado pela Câmara dos Deputados. No Senado, é relatado pelo senador Otto Alencar (PSD-BA).
A norma vigente, que tem prazo para ser implementada até 2027, poderia reduzir as tarifas em até 2,6% na região a partir de 2027. O potencial varia de acordo com a distribuidora. No caso da Sulgipe (Sergipe), a queda acumulada poderia chegar a 19% ao longo do período de transição, aponta estudo da TR Soluções e da Marangon Consultoria & Engenharia. Eis a íntegra (PDF – 293 KB).
A metodologia privilegia empreendimentos de geração próximos das regiões de consumo, criando mais encargos para quem usa mais o sistema de transmissão. Ou seja, aumenta os custos para os empreendimentos exportadores de energia para outras regiões, principalmente no Nordeste, onde há expansão da geração eólica e solar fotovoltaica.
Para o consumidor, porém, o modelo é mais vantajoso. Resumidamente: quem usa mais a rede de transmissão, paga mais. Se há usinas hidrelétricas, térmicas, eólicas ou solares próximas desse cliente, ele pagará menos de tarifa de transmissão.
A ideia da regra criada pela Aneel era assegurar maiores encargos para quem mais onera o sistema, minimizando os custos de expansão da rede.
Atualmente, esse fator corresponde a 10% da tarifa de transmissão. Pelo cronograma, ele cresce da seguinte forma:
10% da tarifa no ciclo 2023/2024;
20% no ciclo 2024/2025;
30% no ciclo 2025/2026;
50% do ciclo 2027/2028 em diante.
De acordo com o estudo da TR, antes o consumidor nordestino pagava, em média, R$ 7,75 por kW (quilowatt) de tarifa de transmissão. Na etapa vigente atualmente, que 10% já considera o sinal locacional, o valor está em R$ 7,36/kW. E a partir de 2027, ficaria em R$ 5,85/kW.
“O aprimoramento promovido pela Aneel na metodologia locacional amplifica a sinalização econômica de forma a privilegiar o consumo de energia elétrica em pontos da rede de transmissão onde se localizam mais empreendimentos de geração. Essa sinalização econômica tende a postergar a necessidade de novos investimentos no sistema, o que, no longo prazo, contribui para a modicidade tarifária”, destaca o estudo.
Há um lobby dos geradores de energia renovável para aprovar o projeto no Senado e derrubar a norma. O argumento é de que o modelo aprovado pela Aneel vai desestimular as fontes renováveis no Nordeste.
Como a região não consome toda a energia que gera, precisa exportar para o centro de consumo, que é o Sudeste. Com a regra, o custo dessa energia ficará mais caro.
De acordo com a TR, porém, a solução adotada pela Aneel, com o estabelecimento de uma transição cuja meta é fazer com que o sinal locacional atinja apenas a metade de seu impacto real, mantém uma parcela de subsídio em favor dos geradores das regiões Norte e Nordeste.
Como mostrou o Poder360, a proposta vai impor aos consumidores do Nordeste, sobretudo os residenciais, um prejuízo de R$ 800 milhões ao ano, segundo cálculo da Frente Nacional dos Consumidores de Energia.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Em 2023, famílias pagarão R$ 119 bilhões em energia elétrica no Brasil; deste montante, aproximadamente 50% representa a fatia dos impostos.
Às vésperas de Eduardo Braga (MDB-AM) apresentar seu relatório para a reforma tributária, senadores e o setor pedem tratamento especial para energia elétrica na matéria. O relator deve divulgar uma “primeira versão” de seu texto nesta terça-feira (24).
Entre as emendas apresentadas ao texto na Casa, há ao menos oito pedidos de parlamentares para que sejam implementadas no Senado mudanças ao texto que favoreçam o setor de alguma maneira.
Uma emenda do senador Alan Rick (União-AC), por exemplo, pede a inclusão de “energia elétrica para todos os fins, inclusive com relação aos custos da atividade envolvidos na cadeia econômica”, no grupo de atividades que pagarão apenas 40% do valor do Imposto sobre Valor Agregado (IVA).
À CNN, o senador afirmou que energia elétrica deve ser considerada um bem essencial, pois é necessária ao funcionamento de hospitais, residências e todos os demais setores da economia. Destacou ainda que o aumento nas tarifas de energia gera um efeito cascata nos demais setores e aumento da inflação.
“Defendo junto aos demais senadores a aprovação de uma emenda à reforma, com o objetivo de concretizar essa proposta”, disse.
Segundo levantamento da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia Elétrica (Abrace), o Brasil tem o maior custo residencial de energia elétrica em um ranking comparativo com outros 33 países. Em 2023, as famílias pagarão R$ 119 bilhões; deste montante, aproximadamente 50% representa a fatia dos impostos.
Economista do FGV Ibre, André Braz indica que, no Brasil, o preço da energia elétrica pressiona o bolso das famílias. “A conta de luz compromete 3,5% do orçamento familiar, e é menor do que poucas outras despesas, está no ‘top dez’ das despesas mais expressivas no orçamento”.
Para Braz, os subsídios tributários à energia elétrica são essenciais tanto para as famílias quanto para a indústria. “O setor elétrico é estratégico. Tirar subsídios causa uma sobrecarga na estrutura produtiva e no capital investido. Com os incentivos, diminui o custo dos insumos e o custo de vida, estimula a produtividade e gera empregos”, afirma.
Há ainda uma emenda, de Esperidião Amim (PP-SC), que pede para que o Imposto Seletivo (IS) — voltado a bens e serviços que prejudicam o meio ambiente e a saúde — não possa incidir sobre “operações com energia elétrica e insumos energéticos utilizados na geração de energia elétrica”.
A tese ganhou força na quinta-feira (19), quando o grupo de trabalho da reforma tributária no Senado pediu que Braga acolha essa sugestão em seu texto final. O relator sinalizou que irá acatar.
Um relatório elaborado pelo Tribunal de Contas da União (TCU) sobre a reforma tributária aponta que “não existem motivos técnicos para a manutenção de alíquotas diversas e incentivos para regimes diferenciados”.
Segundo a análise do TCU, isenções e diferenciações nos impostos sobre consumo “não são soluções efetivas como políticas públicas” e só existem até hoje “pela dificuldade política de se corrigir erros de desenho na implementação de IVA mais antigos”.
O aumento da “alíquota padrão” do Imposto sobre Valor Agregado (IVA) é o principal efeito das exceções.
“Existe um custo muito elevado em termos de crescimento econômico passível de ser medido em termos monetários, pela escolha de um sistema com várias exceções e que não é o mais eficiente possível”, diz o relatório.
Setor pressiona
A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) vem defendendo que a reforma tributária pode evitar o aumento de 30% na conta de luz dos brasileiros.
“Estudos mostram que a energia elétrica é o bem que gera maior impacto na qualidade de vida das pessoas, por isso trabalhamos para que a tributação sobre a energia elétrica na reforma tributária não permita excessos e não sobrecarregue a população mais humilde”, defende Marcos Madureira, presidente da Abradee.
Madureira indica que os principais articuladores da reforma, inclusive quadros do Ministério da Fazenda, o texto busca Justiça tributária, não maior arrecadação. O pedido da associação destaca que a energia elétrica precisa ser considerada como um bem essencial para as pessoas, o que não está indicado no texto atual.
Energias renováveis
Dentre as emendas apresentadas, há ao menos cinco que pedem para que a geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis pague somente 40% do IVA.
O senador Marcos Pontes (PL-SP) destaca na justificativa de sua emenda que a energia renovável é essencial para a retomada do desenvolvimento do país, bem como na pavimentação de uma transição energética. “É uma oportunidade única de o Brasil promover uma economia verde aliada à reindustrialização descarbonizada”, escreve.
Vital do Rêgo indica que o Brasil se comprometeu a reduzir a emissão de seus poluentes e neutralizar 100% das suas emissões até 2061. “Para atingir essa meta, é imediata a necessidade de fomento ao investimento em atividades como o incentivo para geração de energia renovável”, aponta.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Representantes da Câmara e do Senado avaliam projetos, enquanto governo ainda prepara sua proposta.
Grupos na Câmara dos Deputados e no Senado pretendem votar nesta semana propostas para criar um marco legal do hidrogênio de baixo carbono no Brasil (elemento que pode ser utilizado para gerar energia com menos emissão de gases de efeito estufa do que os combustíveis fósseis, por exemplo). A intenção é levar esses textos para plenário o mais rápido possível. Isso depende, contudo, de negociações com o governo, que ainda elabora seu projeto internamente.
O secretário de Planejamento do Ministério de Minas e Energia, Thiago Barral, disse na quinta-feira, 19, que o Executivo pretende concluir sua própria proposta e evitou pontuar as divergências com os relatórios do Congresso, mas listou três temas “essenciais” na visão do governo: as definições de taxonomia (o sistema de classificação das diferentes formas de obter o hidrogênio), as regras para certificação e o tratamento tributário das empresas.
O mais controverso é o incentivo tributário para o setor, admitiu Barral, por causa das repercussões fiscais, orçamentárias e possível impacto na conta de luz. “Talvez a melhor estratégia seja dividir em dois [projetos] até para não perder tempo. Colocar de pé aquilo que é um consenso, as necessidades [regulatórias], e depois tratar dos incentivos, que a gente percebeu que tem ainda uma discussão que pode ter desdobramentos”, afirmou.
Os incentivos tributários estão sob a alçada do Ministério da Fazenda, que defendeu em nota ao Valor que “não há espaço fiscal para criar subsídios neste momento”. Além disso, afirmou que “qualquer discussão futura de incentivos para o setor deve estar atrelada à industrialização das cadeias produtivas no Brasil”.
Coordenador do grupo de trabalho da Câmara, o deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP) organizou encontro do presidente da Câmara, Arthur Lira (PP-AL), com 16 grandes empresas interessadas em investir no setor e destaca que há pressa da iniciativa privada na aprovação do marco regulatório. “O governo está com a ideia de ir com mais calma. Vamos pressionar para acelerar a discussão, estamos com mais senso de urgência. O Brasil está disputando a instalação de fábricas com o mundo todo”, disse.
As minutas apresentadas pelo Congresso são elogiadas pela iniciativa privada, que vê na proposta do deputado Bacelar (PV-BA) um texto mais completo, com a criação de incentivos tributários e regulatórios. O parecer foi apresentado dia 11 e a expectativa é vota-lo no grupo de trabalho na terça (24). O senador Otto Alencar (PSD-BA) divulgou minuta na quarta (18) e a comissão do Senado também tentará votar nesta semana.
“Vamos fazer algumas pequenas sugestões de ajuste, mas nada muito relevante. Não tem nada que seja significativo a ponto de fazer com que a discussão pare. Podemos inclusive aprovar assim no GT [da Câmara] e deixar os ajustes para o plenário para não atrasar”, disse o presidente do Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (Fmase), Marcelo Moraes.
Há algumas diferenças entre as duas minutas. O projeto de lei da Câmara inclui a iniciativa privada no comitê gestor do programa de hidrogênio, enquanto o do Senado possui apenas representantes do Executivo. Os deputados estabelecem que a Agência Nacional do Petróleo (ANP) será a responsável pelas autorizações, enquanto os senadores dividem esse poder entre a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para a eletrólise (extração da água) e a ANP nos demais casos.
Mas as principais divergências estão nos incentivos propostos. A Câmara sugere um rol de iniciativas, entre elas que os leilões, a partir de 2028, tenham contratação obrigatória de energia por meio do hidrogênio e um regime especial (batizado de Rehidro) com desoneração dos impostos. A ideia é custear isso com fatia da exploração do petróleo, o excedente de Itaipu, doações internacionais e recursos do Orçamento da União. O Senado propõe estabelecer percentuais mínimos e graduais para injeção do elemento nos gasodutos e incentivos tributários, custeados pela conta de luz, parte do regime de partilha do petróleo e pelo orçamento do governo federal.
Relator da Câmara, Bacelar argumenta que não há como estimular o nascimento dessa nova indústria se não houver incentivos tributários e regulatórios. “Os americanos estão dando um caminhão de dinheiro, R$ 200 bilhões, e criando subsídios. O que estamos evitando é passar o custo para a conta de luz”, diz.
O impacto na tarifa de energia preocupa também as empresas. O Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável (CEBDS) destacou que a minuta da Câmara avança em conceitos como a “neutralidade tecnológica e a análise do ciclo de vida para categorizar e certificar o hidrogênio”, mas que alguns pontos “demandam debate mais aprofundado com a sociedade”. “Ainda que incentivos regulatórios e fiscais sejam extremamente necessários para impulsionar novas tecnologias, o desenho deve ser cauteloso de forma a não onerar outras atividades essenciais, como o uso da água e de energia elétrica”, disse.
Presidente-executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum também opina que é preciso “deixar mais clara” a questão tributária e explicitar que, quanto menos carbono o processo de obtenção de hidrogênio gerar, mais incentivos deve receber. “O Executivo entende que novas tecnologias precisam de incentivos. O que ele tem dificuldades é com criar subsídios, que quem paga a conta é o consumidor”, diz. “O governo brasileiro não vai colocar dinheiro, porque não tem, mas precisa permitir que a indústria não pague imposto ou o Brasil vai ficar de fora da rota global e perder a maior oportunidade que já teve na vida”, afirma.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Estudo mostra que autoprodutores de energia ajudaram o Brasil a crescer em média 0,6% ao ano por mais de duas décadas.
É antiga a percepção de que o ciclo marcado pelo investimento de empresas na construção de hidrelétricas havia beneficiado regiões do Brasil com a geração de emprego e crescimento do PIB (Produto Interno Bruto). Um novo levantamento traz números e confirma que os efeitos macroeconômicos foram maiores e mais espraiados do que se imaginava.
Estudo da consultoria Pezco Economics identificou que no período mais intenso dos investimentos em hidrelétricas, de 1995 a 2018, realizados por empresas como Vale, Petrobras, Gerdau, Alcoa e Companhia Brasileira de Alumínio, do grupo Votorantim, foram tiradas do papel 140 usinas de todos os portes.
Machadinho, entre Santa Catarina e Rio Grande do Sul, Eldorado Brasil, em Mato Grosso do Sul, Funil, em Minas Gerais, e Belo Monte, no Pará, são exemplos.
Quando uma empresa que não tem relação com a geração de energia faz esse tipo de aporte, para ter acesso a uma fração ou a toda a eletricidade da usina, ela é enquadrada na legislação como autoprodutor.
O levantamento foi feito a pedido da Abiape, a entidade que representa os investidores desse segmento.
Os autoprodutores de hidrelétricas desembolsaram naquele período R$ 112 bilhões para realizar as obras, o chamado capex, no jargão empresarial, e outros R$ 29 bilhões na operação, o opex.
Ao longo de pouco mais de duas décadas, anualmente, na média, esses empreendimentos levaram à criação de 196 mil postos de trabalho e aumentaram a massa salarial em R$ 13 bilhões, além de viabilizarem o pagamento de R$ 4 bilhões em tributos.
"O efeito total levou a uma expansão média do PIB da ordem de 0,6% ao ano, o que é muito relevante," afirma o coordenador do estudo, o economista Gabriel Fiuza, sócio e CEO da Pezco e ex-secretário-adjunto de Desenvolvimento da Infraestrutura, no Ministério da Economia de Paulo Guedes.
"Metade desse crescimento veio, grosso modo, do investimento em si, e a outra metade, do ganho de competitividade, o que levou os benefícios econômicos para outros estados além dos locais onde as usinas foram construídas."
Na prática, o segmento de autoprodução é atraente para as eletrointensivas, empresas cujos ramos de negócio demandam grande quantidade de energia no seu processo de produção.
Esse grupo assume o risco de produzir eletricidade quando tem a perspectiva de garantir suprimento de energia de forma previsível e a preço mais competitivo em relação ao mercado.
A redução do custo da energia varia muito de acordo com o setor e as características de cada hidrelétrica, mas, na média, naquele período estudado, as empresas chegaram a anunciar reduções de até 30%.
O levantamento foi feito a partir de uma matriz insumo-produto considerando tabelas do Sistema de Contas Nacionais e do IBGE (ano-base de 2018).
Foram considerados os fluxos econômicos intrarregionais e interregionais em cada um dos 26 estados e Distrito Federal, bem como a exportação e a importação de 12 setores em que os investidores mais atuavam. Entre eles estão metalurgia, mineração, óleo e gás, papel e celulose, comércio atacadista e químico.
A estimativa dos ganhos econômicos feitas no estudo considerou os efeitos diretos, indiretos e induzidos, explica Fiuza, uma vez que a redução do custo da energia reverbera em toda a cadeia de produção, e assim foi possível seguir o rastro dos efeitos econômicos.
Um exemplo. De 35% a 40% do custo de produção do alumínio é com energia. Uma redução no valor dessa matéria-prima vai repercutir nas latinhas de refrigerante da fábrica de bebidas, na esquadria de janelas na construção civil e nas chapas de metal do setor automotivo.
Desse modo, apesar de a maioria das usinas terem sido construídas no Sul e no Sudeste, com muitos benefícios para o PIB de São Paulo, o estudo identificou aumento no PIB no estado do Amazonas. A avaliação dos pesquisadores é que os ganhos da cadeia de suprimento chegam à Zona Franca de Manaus.
Houve também impacto significativo no PIB e na geração de emprego no Piauí. Usinas mobilizam trabalhadores migrantes, e a avaliação é que um número relevante de operários daquele estado participou da construção da usina de Estreito, economizou e levou o efeito da melhoria da renda para a sua cidade natal.
O setor mais beneficiado foi a indústria de transformação, mas o estudo rastreou aumento nos ganhos de inúmeros outros segmentos, como comércio, indústria de extração, serviços financeiros e imobiliários.
A autoprodução é uma opção antiga no mundo. A primeira usina hidrelétrica do Brasil, de 1883, foi construída em Diamantina (MG) pelo dono de uma mina para ajudar na extração de diamantes.
Na sequência, outros industriais investiram em pequenas hidrelétricas para reduzir o custo e agilizar a produção têxtil.
Esse grupo de investidores em hidrelétricas é chamado de autoprodutor "raiz", porque empenhou capital e virou sócio das usinas, para o bem e para o mal.
Nos últimos anos, com a crescente dificuldade de novos projetos hidrelétricos e as demandas da transição energética, a autoprodução migrou para fontes solar, eólica e biomassa, e adotou modelos mais flexíveis.
O consumidor empresarial pode ser enquadrado como autoprodutor se fizer uma parceria com uma geradora de energia —e é ela quem vai assumir a construção, a operação e a manutenção da usina. Também foi criada a alternativa de alugar ou arrendar uma geradora.
Por não assumir os mesmos riscos ou volume de investimentos anteriores, esse novo grupo é chamado no mercado de autoprodutor "nutella".
"O movimento atual é diferente do anterior porque essas empresas buscam essencialmente alternativas de descarbonização, e essas tentativas de adequar os seus negócios à transição fez com elas contribuíssem para reduzir o custo de produção das renováveis", afirma Claudio Frischtak, sócio da consultoria internacional de negócios Inter B, especializada em infraestrutura.
"Essa nova leva de investimentos está localizada em sua maioria nas regiões mais pobres. Isso não foi planejado, mas os efeitos macroeconômicos devem ser benéficos e ainda não foram medidos."
No entanto, Frischtak lembra que o modelo do setor elétrico hoje tem muitas distorções e está gerando insatisfação, o que vai demandar revisões.
A autoprodução também sofre questionamentos. Todos os modelos desse segmento são beneficiados com abatimentos de encargos setoriais, reduzindo especialmente a cobrança na transmissão, esteja a usina do lado da empresa ou em outro estado.
A autoprodução com novas energias renováveis, no entanto, conta com descontos ainda maiores. Esses descontos da autoprodução viram custo para outros usuários do sistema, e a conta é rateada entre os demais consumidores.
Muitos especialistas acreditam que seria mais adequado que o autoprodutor, quando sua usina estiver longe da fábrica, pague os custos associados a estabilidade do setor elétrico, como encargo de potência e energia de reserva, pois ele está desfrutando da segurança desse ambiente coletivo.
Outros pedem o fim da autoprodução nos casos em que a empresa não assume o risco dos projetos, mas apenas delega ou aluga empreendimentos. Medidas nesse sentido, argumentam seus defensores, seriam mais coerentes com o princípio da autoprodução e reduziriam o custo da energia.
O setor também está na expectativa de o governo rever a legislação da autoprodução e retomar a cobrança dos encargos em todas as modalidades.
A avaliação é que, cobrando mais das empresas, o governo poderia garantir descontos para outros programas ainda em gestação, sem precisar enfrentar o risco político de elevar a tarifa de energia.
O MME (Ministério de Minas e Energia), no entanto, ainda não fez nenhuma sinalização mais concreta nesse sentido.
A Abiape, entidade do setor de autoprodução, afirma que alterações no princípio elementar desse tipo de geração poderia reverter os efeitos detectados no estudo.
"O autoprodutor é um gerador, então, não é razoável que incida encargos de consumidores sobre a sua energia de autoprodução", afirma Mario Menel, presidente da associação.
"Se isso ocorrer, o aumento nos custos da produção da energia ficaria em torno de 43%, e seria repassado para o produto final, retirando a competitividade da indústria brasileira."
Fonte e Imagem: Valor econômico.

Diretor da associação de distribuidoras defende que proposta reduza desigualdades; também pede tratamento especial na reforma tributária para diminuir tarifas.
A reforma do setor elétrico prometida pelo governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) precisa rever subsídios bancados pelos consumidores na conta de luz. É o que defende Ricardo Brandão, 49 anos, diretor de Regulação da Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica). Segundo ele, para reduzir a desigualdade nas tarifas, a reestruturação tem que atacar incentivos “desnecessários”.
Em entrevista ao Poder360, Brandão cita descontos para fontes incentivadas, como eólica e solar, que já a tarifa de fio. Cita ainda o incentivo para GD (geração distribuída) que alcança 3 milhões de pessoas e já custa mais que o da Tarifa Social, que beneficia 17 milhões de pessoas.
“O foco da modernização tem que ser a redução das desigualdades. Hoje tem um conjunto muito grande de atividades que têm subsídios que são custeados pelos consumidores, que são subsídios desnecessários”, afirmou.
O executivo citou alguns casos: “As fontes renováveis, por exemplo, têm um elevado desconto, custeado por todos os outros consumidores. O tema de geração distribuída também chama atenção porque é um grupo que não paga todos os custos, do uso da rede e de encargos setoriais, que acabam sendo repassados para todos os outros consumidores”, diz.
Brandão destaca que esses incentivos fazem sentido em países com grande desafio de descarbonizar sua matriz elétrica, o que não é o caso do Brasil, que já tem 85% do seu parque gerador formado por fontes renováveis. No mundo, a média é de 28% de matriz renovável.
“Os subsídios têm que ser analisados. Individualmente alguns deles são meritórios, outros não são mais. E precisam ter foco e prazo. Subsídios não podem ser eternos. A gente tem subsídios que têm mais de 50 anos ainda na nossa conta. E outros têm características de política pública social, e o melhor lugar para se colocar políticas sociais é no Orçamento-Geral da União, e não na conta de energia. Então é importante ter uma análise do todo e, principalmente, ter a preocupação de não criar subsídios.”
Outro desafio, segundo ele, é ter um equilíbrio entre o consumidor regulado, que é atendido pela distribuidora local, e o que migrou para o mercado livre, em que se pode comprar energia de qualquer fornecedor. Atualmente, essa opção só existe para consumidores de alta tensão. A partir de 2024, a possibilidade também será aberta para quem consome média tensão.
“O problema é que a migração hoje do consumidor regulado para o mercado livre não se dá em busca de eficiência, mas em busca de uma fuga de custos que hoje estão no mercado regulado. Esse consumidor vai para o mercado livre procurando uma energia que é mais barata, em geral de fonte renovável com desconto de 50%, e ao migrar com esse desconto, esse subsídio é pago por todos os outros consumidores”, afirma.
Esses consumidores acabam não arcando também com os custos para dar confiabilidade ao sistema elétrico. “É um conjunto de contratos que só estão na conta dos consumidores regulados, como o contrato das termelétricas, da Eletronuclear em Angra 1 e 2, o contrato de energia de Itaipu, que é uma energia cara e em dólar. São contratos que trazem confiabilidade para o sistema, especialmente nos momentos de crise, e para todos os consumidores, mas só alguns pagam”.
RENOVAÇÃO DE CONCESSÕES
Ricardo Brandão diz que a entidade avalia como positiva a proposta formulada pelo Ministério de Minas e Energia e entregue ao TCU (Tribunal de Contas da União) para prorrogação dos contratos de distribuição de energia. De 2025 a 2031, serão 20 distribuidoras que terão as concessões chegando ao fim. Todas elas foram privatizadas no governo Fernando Henrique Cardoso.
Ponderou que o modelo é seguro por beneficiar empresas com bons padrões técnicos e financeiros. “Os requisitos para a prorrogação são o atendimento de critérios de qualidade e de sustentabilidade econômico-financeira. A gente acha que isso é meritório e que, de fato, as empresas precisam ter o atendimento dos critérios de qualidade”.
Questionado sobre o caso da Light, empresa em recuperação judicial que fornece energia no Rio de Janeiro, ele disse se tratar de uma questão mais complexa pela falta de presença do Estado em várias regiões da área de concessão, devido à criminalidade.
“Ali não é uma questão de ineficiência ou gestão da empresa. Há regiões daquela área de concessão em que não existe a presença do Estado, onde os índices de perdas (furto e fraude) e de inadimplência são muito elevados. E a empresa não tem acesso àquelas áreas para fazer um adequado combate de perdas e de inadimplência.”
Diante do cenário, defende que os novos contratos de concessão tenham um “tratamento específico para áreas com severas restrições operativas”, diferenciando a regulação por incentivos de forma a reconhecer que “existem alguns bolsões na área de concessão da Light e em algumas outras áreas de concessão, em que não há presença do Estado”.
REFORMA TRIBUTÁRIA
De acordo com o diretor da Abradee, a alta carga tributária é o outro desafio a ser superado para diminuir as tarifas de energia. Defende que o setor seja incluído entre os que terão alíquota especial na reforma por ser uma atividade essencial. “Uma alíquota mais elevada para energia impacta toda a economia […]. Por isso é um elemento meritório ter um tratamento especial para o setor elétrico que reconheça a essencialidade da energia em toda a cadeia da economia. […] Com esse novo regime de tributação e uma alíquota unificada, um dos que mais vai ser penalizado, sem sombra de dúvida, é o consumidor de menor consumo, especialmente o de baixa renda”.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Gilney Bastos defende, em entrevista ao GLOBO, que, com geração local hidrelétrica, solar e eólica, Brasil pode se tornar um grande exportador dessa nova fonte energética, afirma executivo.
O Brasil tem potencial para ser um grande exportador de energia à base de hidrogênio verde, basta “não fazer nada muito errado”, afirma Gilney Bastos, presidente da White Martins no Brasil e da Linde na América do Sul. A guerra na Ucrânia deu impulso ao desenvolvimento desta nova energia, feita a partir da decomposição da molécula da água, gerando hidrogênio e liberando oxigênio no ar.
Neste processo, é preciso usar outra fonte de energia, e aí está o diferencial do Brasil, com suas hidrelétricas e a geração solar e eólica, garantindo o “verde” da equação com renováveis. Bastos diz que onde houver projeto de hidrogênio no Brasil a White Martins estará.
A fabricante de gases industriais produz os equipamentos, como o eletrolisador, e a tecnologia que viabiliza exportar o hidrogênio verde em versão líquida, cujo custo é o fator-chave para o desenvolvimento em grande escala.
Diz ainda que cabe aos países compradores, como os europeus, subsidiarem a nova solução. Na sexta-feira, dias após a entrevista ao GLOBO ter sido concedida, a União Europeia anunciou um plano de € 5,4 bilhões (cerca de R$ 29 bilhões) para financiar projetos de hidrogênio.
Qual é a participação da empresa no Brasil no setor de gases industriais? No total é 55% em gases industriais, como oxigênio, nitrogênio e hidrogênio, que é o que é o mote do momento. Depois da fusão entre Praxair (controladora da White Martins) e Linde (multinacional fundada na Alemanha), a empresa está em mais de 100 países e tem faturamento de US$ 25 bilhões anuais. Somos uma das cinco maiores operações do mundo, com US$ 1 bilhão por ano só no Brasil, atrás somente de Estados Unidos, China, Alemanha e Inglaterra.
A empresa acaba de fazer uma parceria com o governo do Rio em hidrogênio, qual é o objetivo?
O esforço que a gente faz para manter a capital do gás industrial da América do Sul aqui no Rio é muito grande. Umas 500 vezes já me pediram para mudar para São Paulo. Aqui temos dois terços dos quatro mil funcionários da América do Sul.
O hidrogênio virou o futuro para a energia. A demanda é muito forte, principalmente de Europa e EUA. De repente, veio a guerra, que encareceu o gás natural. E como é que eu vou fazer se a Rússia fechar tudo (o fornecimento de gás)? E aí eles (os europeus) começam a voltar para o carvão e as usinas nucleares.
É um passo para trás, a curto prazo. Mas, ao mesmo tempo, foram vários passos para a frente, pois antes (a transição energética) era só a questão climática. Hoje é uma questão financeira, o gás natural ficou mais caro.
Temos a capacidade de produzir equipamentos como o eletrolisador, que transforma a água em hidrogênio. E temos a tecnologia para transformar o hidrogênio em versão líquida para metanol e amônia, de forma a facilitar a exportação. E, ao chegar no exterior, você refaz em hidrogênio (gasoso).
O Brasil tem diferenciais para atrair os investimentos?
Muito. A tecnologia do eletrolisador transforma água em hidrogênio. Mas por que não faz na Europa mesmo? Porque lá não tem sol, não tem vento (energia limpa necessária para a eletrólise) nem espaço. É inviável. Os países que hoje despontam como potenciais produtores de hidrogênio são os que têm espaço e condições, como Austrália, Arábia Saudita, Brasil, além do Chile.
E há localizações estratégicas para esta produção no Brasil?
Se você tiver energia limpa suficiente, pode colocar ao lado da demanda e da indústria local. Por isso, o Rio acabou de assinar um memorando conosco. Estamos perto do mercado do Sudeste. Uma das vantagens do Brasil sobre Austrália e Arábia Saudita é que temos um mercado local para financiar o todo. Ou então você coloca perto de um porto que vai dar a preferência para exportação.
E temos memorandos com os portos do Açu (no Rio de Janeiro) e Pecém (no Ceará). Pecém tem link direto com o Porto de Roterdã (na Holanda), que quer ser o porto de entrada da Europa em energia limpa. Temos ainda (memorandos) com os governos de Ceará e Rio Grande do Sul. São cinco ao todo.
Esses memorandos visam montar um pool de empresas para exportar hidrogênio. Eles precisam ter alguém que façao eletrolisador. E mais importante para o desenvolvimento do hidrogênio é o incentivo por parte dos países tomadores da Europa. É esses tomadores ajudarem a pagar a diferença entre o custo da energia atual e o custo da energia limpa, que vai ser gerada onde eles acharem mais competitivo. Não adianta produzir se não tiver quem compre.
Mas qual será a vocação do Brasil? Atender o mercado interno ou exportar? Os dois. O mercado interno vai financiar o potencial de exportação. Está cheio de siderúrgica querendo fazer aço verde (a partir de energia limpa). A primeira que fizer isso vai exportar para todo mundo.
O Brasil pode se tornar uma potência de energia renovável? Deveria. Se a gente não fizer nada muito errado, consegue. Ainda mais com o potencial hidrelétrico que a gente tem e os outros não. Fazer tudo a partir do vento e do sol é difícil. Tem que ter perseverança, porque não é um mercado que vai se consolidar da noite para o dia. Tem muita demanda lá fora. Não dá para todo ano grandes economias ficarem sempre no carvão. Ninguém quer ficar atrelado ao passado. Essa é uma questão que vem muito forte a partir dos investidores financeiros, porque eles têm mandato. Eles têm que investir 90% em empresas com ESG (sigla em inglês para práticas ambientais, sociais e de governança). Temos uma conferência trimestral na qual a empresa divulga os resultados.
Toda vez perguntam alguma coisa do Brasil. E não só pelo potencial novo do hidrogênio, mas pela importância do número aqui. Quando América do Sul vai mal, eles sabem que a empresa não vai voar. A Europa nunca vai muito bem nem muito mal. A China sempre vai bem. A variável é a América do Sul e os EUA.
E qual é a perspectiva para o ano que vem no Brasil e na América do Sul?
A gente trabalha para passar sempre uma visão otimista. A América do Sul, é dito e sabido, tem um cenário complicado. Lá fora, dizem que aqui até o passado é incerto. Então, a gente mostra a capacidade de offsetar (compensar) possíveis situações que não venham a ser positivas. E continua entregando bons resultados. E, quando isso acontece, eles abrem o cofre para a gente. Então, continuamos tendo capacidade de investir.
Aqui podemos dizer: quantos projetos tiverem, nós vamos entrar, seja de hidrogênio ou oxigênio. Qualquer projeto de energia de hidrogênio verde que envolva um eletrolisador, é algo entre US$ 50 milhões e US$ 100 milhões (em investimentos). E qualquer projeto maior voltado à exportação ou não, mas que envolva metanol e amônia, oscila entre US$ 100 milhões e US$ 250 milhões.
Nessas reuniões com o ‘board’ no exterior, há perguntas sobre a instabilidade política na América do Sul?
Sim. E este ano mais. Tem eleição no Brasil, além dos processos (mudanças de governo) na Colômbia, Chile. Agora, Argentina nessa situação (crise econômica e troca de ministro da Economia). É difícil para a gente. Essas notícias não ajudam muito, mas a gente entrega resultado.
O senhor falou que, no Brasil, a vantagem é a demanda local, mas a produção industrial patinou nos últimos anos. Em 2021, produzimos 13,5 milhões de toneladas por dia de oxigênio em gasoduto, coisa que a gente não chegava tinha dez anos. Este ano é complicado porque é eleitoral e, ao mesmo tempo, os bancos centrais estão tentando segurar a inflação.
O ano passado foi muito ligado à siderurgia, petroquímica, vidro e papel. Papel tem um boom espetacular no Brasil. A cada dois anos é lançada uma nova empresa de produção de papel e a gente entra com o oxigênio atrelado. Fechamos com a LD celulose, a Bracell e a Suzano. Há um pouco de demanda reprimida da pandemia.
Quais iniciativas no mundo já usam o hidrogênio verde?
No Reino Unido e no Sul da Itália há linhas de ônibus movidos a hidrogênio verde. Há carros na Califórnia (EUA). Tem muitas iniciativas isoladas e esporádicas, mas nenhuma foi descontinuada, vêm funcionando bem. Fizemos aqui uma parceria com a Toyota para o carro Mirai, com o desenvolvimento da motorização através da célula de hidrogênio.
Eles lançaram na Argentina e no Brasil. A parte de mobilidade é muito importante, também para transporte pesado, principalmente no Brasil, onde temos muitas mineradoras. Tem a indústria pesada, ônibus e trem. Mas o hidrogênio verde vai ganhar tração na geração da energia elétrica, na possibilidade de fazer países grandes, como Alemanha e França, apagarem usinas de carvão, que são um absurdo e não deveria mais existir.
Fonte e Imagem: O Globo Economia.

Cansado de levar paulada por uma herança maldita que se arrasta desde a gestão da presidente Dilma Rousseff e sendo obrigado a carregar um mecanismo de cálculo que é totalmente furado e desmoralizado, o Ministério de Minas e Energia ouviu os clamores dos agentes e já decidiu efetuar profundas mudanças no sistema de precificação da energia elétrica no Brasil.
É verdade que, ao que tudo indica, o Governo ainda não é suficientemente ousado para definir o fim dos preços formados pelos programas computacionais. Mas já existe um avanço muito importante, pois já foi tomada a decisãoi de acabar com a Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (Cpamp).
O anúncio foi feito pelo próprio MME, através de um modesto comunicado de imprensa, o qual informa que está aberta a Consulta Pública n° 157/2023 com proposta de modificação da governança institucional referente às metodologias e programas computacionais utilizados pelo setor elétrico nacional. “O estudo da proposição foi conduzido no âmbito da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (Cpamp), sob coordenação do Ministério de Minas e Energia (MME), e apresentado com sugestão de nova Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).
Segundo o MME, a proposta submetida à Consulta Pública busca simplificar os processos e dar maior agilidade e otimização na alocação de recursos humanos, indo ao encontro do interesse público e do fortalecimento setorial. “Assim, decorridos 15 anos desde a constituição da Cpamp, e com o amadurecimento das atividades desenvolvidas pelas instituições setoriais, é possível repensar as governanças vigentes, dotando-as de maior flexibilidade, descentralização e autonomia em prol de um setor elétrico moderno e participativo”, diz o comunicado.
Na parte que interessa mais aos agentes do mercado, o comunicado também salienta que “ima das propostas da CP é a realocação das competências e atividades hoje atribuídas à Cpamp – que será revogada – para um novo comitê de governança, sob regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Além disso, é conferida ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) competência para avaliar e aprovar alterações no nível de aversão ao risco. Assim, fica garantida a manutenção de tema estratégico sob condução do CMSE sem o engessamento das atividades do comitê de governança que será criado. As contribuições devem ser apresentadas até o dia 03 de novembro”.
Fonte e Imagem: Paranoá Energia.

A Comissão de Meio Ambiente aprovou o projeto (PL 725/2022) do ex-senador Jean Paul Prates que disciplina o uso do hidrogênio como fonte de energia no Brasil. Pela proposta, que agora será analisada pela Comissão de Infraestrutura em votação terminativa, a ANP fica responsável por regular e fiscalizar toda a cadeia do hidrogênio no país. Outro projeto aprovado, de autoria de Jaques Wagner (PT-BA), cria o Programa Agente Jovem Ambiental, para estimular a formação de jovens agentes ambientais (PL 3097/2021).
A matéria aprovada é de autoria do ex-senador Jean Paul Prates, hoje presidente da Petrobrás, e estabelece mecanismos para o uso do hidrogênio no setor energético nacional. Também incentiva a produção do hidrogênio verde, produzido com energias renováveis, como a solar, a eólica e a hidráulica. De acordo com o projeto, a produção e a distribuição do hidrogênio passam a fazer parte das atividades do segmento econômico de abastecimento nacional de combustíveis. E a Agência Nacional do Petróleo fica responsável por regular e fiscalizar toda a cadeia do hidrogênio. O relator, Veneziano Vital do Rego, do MDB da Paraíba, elogiou a proposta, mas fez duas ressalvas ao texto original.
'' Ao invés de dispormos sobre hidrogênio sustentável, dispor sobre o hidrogênio sustentável de baixo carbono, além de reforçar a característica de uso do hidrogênio como alternativa para contribuir com as metas de redução de emissões de gás de efeito estufa. Segunda sugestão: excluir o disposto no artigo 4º do PL, de modo a aguardar estudos que consigam estabelecer marcos de misturas de hidrogênio no gás natural em que se melhor equilibrem os ganhos a serem obtidos com os impactos provocados pela mistura na infraestrutura do gás natural.''
O relatório aprovado será analisado agora pela Comissão de Infraestrutura. Os senadores aprovaram também a criação do ''Programa Agente Jovem Ambiental'', projeto de autoria de Jaques Wagner, do PT da Bahia. Duas emendas foram apresentadas pela relatora, Teresa Leitão, do PT de Pernambuco, que elogiou a proposta.
'' A proposição busca apoiar a gestão ambiental no desenvolvimento de ações voltadas à defesa do meio ambiente e de espaços especialmente protegidos, ajudar na recuperação de áreas degradadas e contribuir para a execução de projetos de educação ambiental, apoiando o desenvolvimento de atividades de educação ambiental com vistas a ampliar a consciência ambiental. Trazer isso para o âmbito da escola é muito importante. Todavia, consideramos que o programa Agente Jovem Ambiental deve ser oferecido apenas para aqueles que estejam matriculados ou que tenham concluído o ensino médio em escola pública.''
O senador Zequinha Marinho, do Podemos do Pará, criticou a destinação do programa apenas para os alunos ou egressos de escolas públicas.
'' Não deve ser só rede pública, porque você tem uma grande parcela na rede privada. Todo mundo é responsável pela questão ambiental. Por que eu educo esse camarada aqui e deixo de educar esse outro aqui? ''
O texto aprovado será analisado agora pela Comissão de Educação, em votação terminativa. A Comissão de Meio Ambiente aprovou ainda a realização de duas audiências públicas propostas pelo senador Beto Faro, do PT do Pará: a primeira, no dia 31 de outubro, com a presença do presidente do BNDES, Aluizio Mercadante, vai debater a ''Coalizão Verde'', acordo firmado na Cúpula da Amazônia por instituições financeiras dos países da região. A outra audiência pública pretende apurar denúncias de apropriação de terras públicas para práticas fraudulentas no mercado voluntário de carbono. Da Rádio Senado, Cesar Mendes.
Fonte e Imagem: Rádio Senado.

Alexandre Silveira disse que proposta alia segurança de abastecimento com tarifas mais baratas; transferência de subsídios para Orçamento do governo é uma alternativa.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou nesta 4ª feira (18.out.2023) que a proposta para reforma do setor elétrico está pronto. Sem entrar em detalhes, disse que o modelo desenhado, agora, precisa passar por testes e avaliações e, depois, pelo crivo do Planalto para ser enviado ao Congresso.
A ideia é promover uma reestruturação do setor que garanta o fornecimento de energia e custos mais baratos para o mercado regulado, que são os consumidores atendidos pela distribuidora. De acordo com o ministro, ainda não está definido o modelo, se será via projeto de lei ou medida provisória.
“Está pronto. Mas nós temos que ser muito cuidadosos com isso porque tem que ser testado pela Aneel [Agência Nacional de Energia Elétrica], pela CCEE [Câmara de Comercialização de Energia] e avaliado pelo ONS [Operador Nacional do Sistema]“, disse o ministro depois de reunião com o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, e o secretário da Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo), Haitham al-Ghais.
O ministro disse que há possibilidade de transferir encargos atualmente suportados pelos consumidores de energia pelo OGU (Orçamento Geral da União), mas que essa não é a 1ª alternativa. O plano inicial é buscar soluções dentro do próprio setor energético.
“Nós estamos estruturando, para apresentar ao presidente da República e ao Congresso Nacional, uma política que vise compatibilizar segurança energética e modicidade tarifária. O Brasil tem que continuar crescendo. O Brasil tem que continuar estimulando as energias renováveis, mas esse curso não pode ir diretamente para a conta do consumidor de energia”, afirmou.
Silveira disse não ser possível que programas sociais e que não são do setor elétrico sejam embutidos diretamente na conta de luz. “Vai chegar um momento em que vai se tornar insustentável. Então, nós estamos criando uma espinha dorsal para apresentar ao governo para realmente buscar soluções que não foram enfrentadas nos últimos anos para corrigir isso”, afirmou.
CONCESSÕES
Alexandre Silveira disse que a política de renovação das concessões das distribuidoras de energia elétrica foi feita seguindo critérios técnicos, em parceria com o TCU (Tribunal de Contas da União). Ele disse não acreditar que o projeto apresentado na Câmara pelo deputado João Carlos Bacelar (PL-BA) influencie o processo.
A partir de 2025, uma série de concessões de distribuição de energia chega ao final, a começar pelas empresas EDP Espírito Santo, Light e Enel Rio.
Serão 20 distribuidoras afetadas até 2031, que atendem a mais de 55 milhões de consumidores (64% do mercado regulado nacional) Essas companhias foram privatizadas na década de 1990, no governo Fernando Henrique Cardoso (PSDB) e obtiveram contratos por 30 anos.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Petrobras anunciou que está de malas prontas para embarcar com força rumo à nova era do hidrogênio verde.
MARCELO COUTINHO, professor e coordenador do curso de hidrogênio verde na Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
Não sou eu mais sozinho que está falando isso. A própria Petrobras anunciou que está de malas prontas para embarcar com força rumo à nova era do hidrogênio verde. No limite, serão quase R$ 40 bilhões em investimento em parques eólicos offshore e H2V até 2028, mais do que o dobro do que a maior empresa brasileira terá alocado em biocombustíveis. A escolha é clara. A companhia não vai virar uma usineira de etanol, nem uma fabricante de biometano. A Petróleo Brasileiro S.A se transformará na Hidrogênio Brasileiro S.A, em sintonia com os grandes players globais.
A Agência Internacional de Energia estimou para esta década ainda o início do declínio do combustível fóssil. A demanda cairá expressivos 25% até 2030, e ainda mais nos anos seguintes, até uma queda vertiginosa de 80% em 2050, o que praticamente fechará os poços daquilo que deve entrar para a história como a causa do que quase acabou com a civilização, desorganizando todo o clima. Assim como não há dúvidas de que o capitalismo global diminuiu muito a miséria, a pobreza e a fome no mundo em termos relativos, sendo a era em que as sociedades saíram da escuridão e do atraso civilizatório, também se sabe agora que suas fontes fósseis de energia ameaçam colocar tudo a perder.
Com a progressiva redução da demanda a partir dos próximos anos, o preço do petróleo só não irá desabar de imediato porque as grandes petroleiras — a Opep, sobretudo — aumentarão a sua política de cortes de produção, tentando desesperadamente manter suas faixas rentáveis, até que nem isso mais será possível. Não se sabe ao certo quando o ponto de virada vai ocorrer, mas vai. E quando acontecer, o petróleo ficará encalhado com cada vez menos procura. Os preços do barril, então, subitamente declinarão a um nível de inviabilidade econômica, e tudo será tarde demais para quem não se preparou para isso.
Assim como a Idade da Pedra não acabou por falta de pedras, a era do petróleo não acabará por falta de petróleo, mas por causa da disrupção tecnológica trazida pelas moléculas de combustíveis renováveis. A Petrobras demorou muito a entender isso, mas finalmente acordou para os fatos inexoráveis da transição energética. Um dos seus maiores movimentos será provavelmente a parceria com a Vale na produção de hidrogênio verde em Icatu do Maranhão, e seus derivados. Porém, a mineradora brasileira também tem ambições próprias nesse setor, e pode acabar decidindo mais pela independência energética para suas minas de ferro e futuras siderúrgicas do aço verde, em sociedade com outras empresas como a H² Green Steel e a SL Energias.
No rol das maiores multinacionais brasileiras que estão entrando na era do hidrogênio verde, podemos destacar ainda a Embraer, cuja parceria com a American Airlines para a fabricação de aviões movidos a hidrogênio verde — ou algum e-fuel refinado do H2V —, soma-se a outras iniciativas semelhantes das grandes companhias aéreas do mundo. Aliás, vai caindo a ficha para todos aqui e lá fora, da Stellantis à Marcopolo, que o combustível do futuro é mesmo o hidrogênio da água, zero carbono. As empresas brasileiras saem um pouco atrasadas, mas como muita vontade de superar o tempo perdido. O maior problema agora é mesmo o Congresso Nacional que até hoje não tem agendada a votação do marco legal do hidrogênio verde. Não se sabe nem qual é o texto que vai prevalecer, e de qual comissão, se do Senado ou da Câmara.
Primeiro, alguns congressistas tentaram mudar o nome do hidrogênio genuinamente verde (eletrolítico/inorgânico) para incluir outros métodos de hidrogênio que não são tão limpos assim, com falsas justificativas. Depois, multiplicaram os projetos de lei para embaralhar tudo. Agora simplesmente não avançam, protelando o desfecho das tramitações mês a mês. O governo também não se empenha para sair dessa paralisia decisória que emperra os investimentos no hidrogênio verde em maior escala. Tamanha demora legislativa reflete, de um lado, a pressão da bancada ruralista para incluir o etanol nos mesmos incentivos públicos que deve ter o H2V, mesmo todos sabendo que o etanol já foi muito beneficiado e que é uma das causas do desmatamento no país. E de outro, reflete a incapacidade dos atores políticos de entenderem o quanto o Brasil está perdendo com esse atraso.
Há 15 anos o país se desindustrializa aceleradamente. Desde de 2009, perdemos mercados industriais no exterior muito importantes e regredimos para a condição de economia agrária exportadora, que nos caracterizou do período colonial até JK. Nada contra o agronegócio. Mas o Brasil tem outras vocações, não pode se manter preso a um único setor, aprofundando sua dependência e as consequências políticas disso. O país tem tudo para ser o campeão do hidrogênio verde, uma indústria de ponta, que ocupará o centro da economia global nas próximas décadas, ligando todos os setores, como o petróleo faz, sem, no entanto, poluir. Ao contrário do petróleo extraído e do etanol que desfloresta, líder inclusive em escândalos de escravidão, é preciso fabricar o hidrogênio verde, verdadeiramente limpo e moderno. O Brasil não pode ficar refém do vandalismo climático, que tenta agora pegar carona no hidrogênio. A decisão correta da Petrobras pesa a favor do H2V, independentemente das forças contrárias e eventuais distorções legislativas.
Fonte e Imagem: Correio Braziliense.

Discussão baseada em AIR da Aneel vai tratar de alternativas de soluções e de novos modelos de negócios.
A Agência Nacional de Energia Elétrica vai abrir consulta pública para discutir a regulamentação do armazenamento de energia, incluindo usinas hidrelétricas reversíveis. O documento base da discussão é uma Análise de Impacto Regulatório (AIR) que apresenta alternativas de soluções para a inserção de sistemas de armazenamento no setor elétrico, como ferramenta para apoiar a transição energética sustentável.
A discussão sobre o tema envolve não apenas a transição para uma matriz mais limpa, mas também os desafios em relação à segurança da operação do sistema elétrico, diante da complexidade resultante da entrada maciça de fontes renováveis, como eólica e solar, e de recursos energéticos distribuídos, como micro e mini geração de energia.
Existem várias tecnologias quando se fala em armazenamento. Mas a análise de impacto, segundo a área técnica da agência, propõe a neutralidade tecnológica, sem preferência para uma ou outra tecnologia.
O documento destaca a flexibilidade operativa desse tipo de solução, capaz de “absorver o excesso de geração intermitente, deslocar demanda de ponta, assegurar maior capacidade disponível para o operador, fornecer serviços ancilares, otimizar o uso da rede, reduzir investimentos em nova capacidade de geração, transmissão e distribuição, além de auxiliar o consumidor a gerenciar sua conta de energia elétrica, melhorando a qualidade do fornecimento.”
Além disso, o armazenamento podem ser utilizado para melhorar a confiabilidade do sistema de transmissão, substituindo ou adiando a expansão convencional da rede, quando necessário.
AAneel já tinha feito uma discussão prévia do tema, por meio de processo de tomada de subsídios. E elaborou, a partir das contribuições, um “roadmap regulatório” dividido em três ciclos de discussão com duração de 18 meses cada um.
No primeiro ciclo (2022-2023), estão os debates iniciais sobre o tema, com a caracterização dos recursos disponíveis e a definição dos serviços a serem prestados. E também questões relacionadas à comercialização e possíveis ajustes para eliminar barreiras regulatórias.
No segundo (2023-2024), serão discutidas as hidrelétricas reversíveis de ciclo aberto (aquelas não conectadas a um curso d’água ou que não interfiram significativamente no regime hidrológico). E avaliada a possibilidade de desenvolvimento de Sandboxes Regulatórios, que são experimentações em ambiente controlado, em questões como o empilhamento de receitas para dar viabilidade econômica do armazenamento e capturar mais benefícios ao sistema.
Já o terceiro inclui temas mais complexas, como Agregadores para os vários serviços, simulações nos modelos computacionais e seus impactos, além de exploração de novos modelos de negócio. Além disso, serão aprofundadas as definições sobre o empilhamento de receitas.
AAIR ficará aberta a contribuições pelo período de 60 dias, entre 19 de outubro e 16 de dezembro, por meio de formulário eletrônico específico disponível na página de Consultas Públicas da Aneel.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Governo norte-americano vê espaço para desenvolvimento de cadeias de fornecimento no país, diz Jake Levine, chief climate officer (CCO) da International Development Finance Corporation (DFC).
Há espaço para os Estados Unidos fecharem acordos com o Brasil para o desenvolvimento de cadeias de fornecimento associadas à transição energética que possam se conectar à base industrial americana, afirma Jake Levine, chief climate officer (CCO) do U.S. International Development Finance Corporation (DFC), instituição de financiamento para desenvolvimento dos EUA.
Levine participou da delegação que veio ao Brasil no começo de outubro na missão GreenTech e se reuniu com o ministro da Fazenda, Fernando Haddad. O grupo incluiu também David Thorne, assessor sênior do enviado presidencial especial dos EUA para o Clima, John Kerry; a embaixadora dos EUA no Brasil, Elizabeth Bagley; e Jeremy Adamson, assessor sênior de clima do departamento de agricultura dos EUA.
Em entrevista à agência epbr durante a visita ao Brasil, Levine afirma que enxerga oportunidades de cooperação em temas como mineração, siderurgia, veículos, energia, combustíveis, eletrificação, aquecimento e refrigeração. O interesse ocorre no contexto do Inflation Reduction Act (IRA), pacote do governo americano de estímulo à transição energética.
“Os produtores de aço do Brasil estão refletindo sobre como tornar a produção mais verde, por exemplo. Se alguém produz aço verde no Brasil e pode exportar para os mercados que valoram o carbono na cadeia de produção, é uma enorme oportunidade econômica. Isso é perfeitamente consistente com o espírito do IRA”, afirma.
De olho na COP30
O objetivo da visita da delegação americana foi realizar uma primeira rodada de negociações e construir relacionamentos para discutir possíveis acordos a serem assinados durante a cúpula do G20, que vai ocorrer no Rio de Janeiro em 2024, e a COP30, que será sediada em Belém em 2025.
“Fizemos um excelente progresso nas discussões. Minha expectativa é que teremos esse tipo de parceria, mas essa foi a primeira rodada de conversas, para construir os relacionamentos”, diz o executivo.
Além do encontro com Haddad, a delegação americana também teve reuniões com o ministério de desenvolvimento, indústria, comércio e serviços; os governos dos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, e o BNDES.
“Por muitos anos, os EUA ficaram atrás do resto do mundo nos investimentos em energias limpas e na alocação de capital coerente com aquilo que estávamos falando em termos de ambição climática. Agora, quando nos sentamos à mesa com nossos parceiros ao redor do mundo, nós podemos dizer que estamos colocando o dinheiro necessário nisso”, ressalta o CCO a respeito dos incentivos do governo Joe Biden à transição energética.
Subsídios do IRA
Levine aponta que os subsídios oferecidos pelo governo americano por meio do IRA tendem a reduzir custos de tecnologias ligadas às energias limpas, o que incentiva projetos em todo o mundo, não apenas nos EUA. Segundo o executivo, o IRA reflete a visão geral atual do governo americano para o desenvolvimento econômico global.
“Apesar da crise climática representar um enorme desafio, com enormes impactos e custos, também é uma fonte de oportunidades, porque podemos investir na nossa transição. Essa tese é central para o modo como a DFC e o governo americano, de forma mais ampla, pensam sobre o desenvolvimento econômico no exterior, em lugares como o Brasil e a América Latina, o mundo todo”, diz.
Para Levine, mesmo com os massivos incentivos nos EUA, existe espaço para que outros países também adotem políticas de estímulo aos projetos ligados à descarbonização da economia. “Esse é o tipo de corrida que queremos”, diz.
Dada a escala dos investimentos necessários para atingir as metas climáticas, o executivo acredita que não deve ocorrer uma concentração de projetos apenas nos países que oferecem incentivos. Ele ressalta que o DFC está disposto a colaborar com os países que precisarem de ajuda para atrair investimentos.
“Sabemos que os países em desenvolvimento, as economias emergentes, precisam de ajuda, e é isso que o DFC e outras instituições de financiamento do desenvolvimento e bancos multilaterais foram concebidos para fazer: ajudar os mercados que precisam de reduções de risco adicionais e estruturas financeiras combinadas”, afirma.
Interesse em minerais críticos O primeiro projeto financiado pelo DFC no Brasil ligado à transição energética foi um investimento na TechMet, empresa da área de minerais críticos. A agência americana investiu US$ 25 milhões em 2020 na companhia, que tem um projeto para a produção de níquel e cobalto para baterias no Piauí.
“Esse projeto está exatamente em linha com o que conversamos sobre ter a produção de um mineral crítico em um país que é parceiro e amigo dos EUA, que tem valores em comum conosco, e que acredita na importância de diversificar a cadeia de suprimento”, diz Levine.
O executivo destaca que o foco está no uso de métodos de mineração ambientalmente amigáveis. “Se nós podemos fazer parcerias com o Brasil para inovar em padrões ambientais e de trabalho nessa indústria, é uma vitória para o mundo todo”, destaca.
Fonte e Imagem: epbr.

O Plano da Operação Energética (PEN) 2023-2027 estima um aumento médio anual de 3,2% na carga de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) até 2027, crescendo de 74,4 MW médios neste amo para cerca de 84,7 MW médios nos próximos quatro anos. As estimativas do planejamento foram divulgadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em parceria com a Câmara de Comercialização de Energia (CCEE) e com a Empresa de Pesquisa Energética, do Ministério de Minas e Energia.
No documento, O ONS projeta que o crescimento médio anual da demanda máxima instantânea também será da ordem de 3,2% ao ano, saindo de cerca de 99 GW em 2023 para cerca de 112 GW em 2027, e considerando a incorporação da base da micro e minigeração distribuída (MMGD) existente.
Por sua vez, a capacidade instalada no SIN deve finalizar 2027 com 242 GW, com decremento de aproximadamente 0,7 GW na capacidade instalada das termelétricas, que passam para 22,3 GW; incremento de cerca de 21,6 GW em PCHs, usinas a biomassa, eólicas e solares, perfazendo um total de 77,9 GW; e um incremento de cerca de 18 GW em MMGD, totalizando 40 GW de capacidade instalada.
Armazenamento de novembro
Em relação aos níveis de Energia Armazenada (EAR), o Operador analisou oito possíveis cenários. Na análise conjuntural é previsto que no final de novembro o subsistema Sudeste/Centro-Oeste deve registrar armazenamento acima de 65%, com volumes maiores do que os verificados em 2022.
O subsistema Nordeste deve chegar ao final do período com armazenamento acima de 50%, com volumes abaixo do verificado no ano passado. O despacho térmico fica restrito à inflexibilidade em todos os cenários e não há comprometimento no atendimento aos requisitos de potência.
2024
Para 2024, o estudo prevê que o subsistema Sudeste/Centro-Oeste pode alcançar armazenamento inferior ao verificado em 2022, sendo os cenários com período úmido predominantemente abaixo da média.
A mesma previsão é apontada para o subsistema do Nordeste. Quanto ao despacho térmico, apenas um cenário apresenta despacho acima da inflexibilidade a partir de abril de 2024. Para outubro de 2024, o ONS prevê em análise com quatro cenários de Energia Natural Afluente (ENA) menor, necessidade de despacho térmico adicional ao previsto para atendimento energético.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

Esse montante representa 11% do valor total investido para energia sustentável em economias emergentes.
Nos últimos sete anos, o Brasil emergiu como líder em investimentos internacionais no setor de energias renováveis e superou outras economias em desenvolvimento. De acordo com dados do relatório de investimentos da Conferência das Nações Unidas sobre Comércio e Desenvolvimento (UNCTAD), o Brasil recebeu 114,8 bilhões de dólares em investimentos entre 2015 e 2022.
Esse montante representa 11% do valor total investido para energia sustentável em economias emergentes.
Entre as áreas nas quais o Brasil mais recebeu investimentos estão: pesquisa e desenvolvimento, baterias para carros elétricos e agricultura sustentável. O relatório também deu destaque para projetos sustentáveis brasileiros, entre eles; projetos de energia solar e o mercado de carbono.
Segundo dados do Ministério de Minas e Energia, 83% da matriz elétrica brasileira vem de fontes renováveis. A maior parte é produzida em usinas hidrelétricas, porém, a geração de energia eólica e solar vem ganhando destaque.
Para os especialistas, este sucesso não apenas solidifica a posição do Brasil como uma potência em energias limpas, mas também serve como um exemplo para outras nações em desenvolvimento que buscam investir em sustentabilidade.
“Temos vantagens competitivas na transição energética, na redução de emissão de CO2, que não podemos desperdiçar. Isso torna o Brasil um exemplo a ser seguido.”, afirmou Ivan Camargo, professor do Departamento de Engenharia Elétrica da UnB.
Segundo o relatório das Nações Unidas, o investimento em energia sustentável triplicou desde a assinatura do Acordo de Paris, em 2015. Porém, a maioria deste investimento foi enviado para países desenvolvidos. “Países em desenvolvimento precisam de mais apoio”, concluiu o documento.
Economias emergentes
Entre as demais economias emergentes os destaques são Vietnã, Chile e Índia, conforme o relatório. O Vietnã recebeu um total de 106,8 bilhões de dólares em investimentos durante o mesmo período, consolidando-se como um competidor notável no cenário global de energias limpas.
O Chile, conhecido por seu potencial solar e eólico, recebeu 84,6 bilhões de dólares. Enquanto a Índia, que frequentemente é associada a um rápido desenvolvimento industrial, recebeu 77,7 bilhões de dólares em investimentos.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Com nova regulação, Aneel busca solucionar problemas que ocorreram no passado.
O desenvolvimento tecnológico que possibilitou o incremento da geração de energia elétrica por meio de usinas eólicas e fotovoltaicas provocou uma mudança de paradigma no sistema elétrico brasileiro. Se antes o sistema embasava-se na geração de energia por meio de grandes usinas hidrelétricas e termelétricas, o que se verifica atualmente é cada vez mais a entrada das usinas eólicas e fotovoltaicas no sistema. Dados da Aneel demonstram que, em setembro de 2023, aproximadamente 19% da energia elétrica gerada no Brasil provêm de fontes eólicas e fotovoltaicas.
Além do desenvolvimento tecnológico, outro fator que possibilitou o incremento das fontes eólicas e fotovoltaicas no sistema elétrico brasileiro foi o incentivo conferido pelo Estado para a implementação dessas usinas. Nesse sentido, é importante mencionar que diversas foram as alterações legislativas realizadas no âmbito do art. 26 da Lei 9.427/1996 para prever descontos nas tarifas de uso do sistema de transmissão (TUST) e de distribuição (TUSD) para essas fontes alternativas de geração de energia elétrica. Uma das últimas modificações, e talvez uma das mais relevantes, adveio da Lei 14.120/2021, que impôs um termo final aos descontos na TUSD e na TUST para os empreendimentos eólicos e fotovoltaicos.
Com isso, com base na Resolução Normativa (REN) 876/2020, diversas companhias solicitaram autorização da Aneel para a implantação de empreendimentos eólicos e fotovoltaicos para geração de energia elétrica. Esse fenômeno ficou conhecido como a “Corrida do Ouro” e caracterizou-se por diversos pedidos de autorização para geração de energia elétrica, que viria a ser comercializada no Ambiente de Contratação Livre (ACL).
Esse cenário de ampla expansão do portfólio de geração de energia elétrica tem trazido desafios para a transmissão, que não consegue se expandir na mesma velocidade que a geração. Ademais, em alguns casos, as solicitantes mal haviam realizado estudos de viabilidade econômico-financeira do empreendimento e, ainda assim, solicitavam a anuência da Aneel para garantir os descontos na TUSD e na TUST.
Com o passar do tempo, a Aneel verificou que muitos desses empreendimentos não teriam condições de entrar em operação comercial na data prevista em suas autorizações. Com isso, a agência emitiu a REN 1.065/2023, que instituiu o chamado Dia do Perdão.
Essa norma previu um mecanismo excepcional para o tratamento das outorgas de geração, a partir da anistia (consistente na revogação da outorga de geração e na rescisão do respectivo CUST celebrado) ou da regularização (com a postergação do prazo de implantação previsto na outorga de geração).
Não obstante a criação do Dia do Perdão, a Aneel resolveu modificar algumas questões envolvendo a solicitação de outorgas de geração de energia elétrica para fontes alternativas, bem como o procedimento de acesso ao sistema de transmissão, visando, em síntese, assegurar que os compromissos assumidos nas outorgas sejam cumpridos pelos agentes e otimizar o processo de outorga de autorização dos empreendimentos.
Nesse sentido, a Aneel editou as RENs 1.069/2023 e 1.071/2023, sendo que esta última entrou em vigor em 1o de outubro e revogará a REN 876/2020. Dentre as principais alterações no que tange ao procedimento de outorga, uma das mais sensíveis é que agora as solicitantes, no momento do requerimento, já terão de demonstrar terem assinado o CUST ou o CUSD.[1]
Ademais, foi prevista na nova regulação uma alteração no Módulo 5 da REN 905/2020, que trata das Regras dos Serviços de Transmissão. Nesse sentido, a partir da vigência deste novo módulo, o CUST firmado pelas geradoras deverá prever o início de sua execução em até 36 meses da assinatura, sendo que somente poderá ser postergado uma única vez, desde que pago o encargo mensal proporcional aos meses de prorrogação.
Ressalte-se que atualmente inexiste um prazo máximo para o início da execução do CUST, bem como não há limites para sua postergação, desde que haja solicitação ao ONS até o dia 31 de março anterior ao ciclo tarifário da data originalmente contratada, e que não tenha havido investimentos na rede associados ao acesso solicitado em operação comercial.
Há de se ressaltar também que, de acordo com as novas regras previstas no Módulo 5 da REN 905/2020, o acessante, ao realizar solicitação de acesso perante o ONS, deverá apresentar garantia financeira proporcional ao período de validade do Parecer de Acesso. [2] Além disso, quando da assinatura do CUST, o solicitante deverá apresentar nova garantia financeira equivalente a três anos do valor do EUST. [3]
Embora a garantia financeira para o Parecer de Acesso seja devolvida com a apresentação das garantias referentes ao CUST, estas são novas condições para o procedimento de obtenção de autorização que, anteriormente, não eram necessárias e que, apesar de tornarem o procedimento mais rígido e seguro, acabam por aumentar o custo para os empreendimentos. Outra questão que liga um sinal de alerta quanto a esta nova regulação é o fato de que, muito embora o prazo-limite para o início da execução do CUST seja de até 36 meses da data de sua assinatura, a REN 1.071/2023 prevê que os atos autorizativos fixarão prazo- limite de 54 meses para entrada em operação comercial de todas as unidades geradoras da usina autorizada, a contar da data da publicação do ato de outorga. Assim, ocorre que o CUST pode ter sua execução iniciada mesmo sem o empreendimento estar em operação. Ademais, a ausência de maiores definições quanto às justificativas que ensejariam o deferimento da postergação do prazo de implantação do empreendimento é outro ponto que chama atenção.
Observa-se que com esta nova regulação sobre os procedimentos de outorga de geração, a Aneel busca solucionar problemas que ocorreram no passado, tentando obstar a apresentação de pedidos de outorga para empreendimentos que não possuam mínimas condições técnicas e econômico-financeiras, que acabam por gerar uma sobrecarga no sistema de transmissão, que precisa garantir o acesso a empreendimentos que, não necessariamente, entrarão em operação.
Não obstante, há de se observar se a nova regulação conseguirá conferir celeridade, clareza e segurança jurídica às solicitações de outorga, bem como se obstará eventuais discussões na esfera judicial que acabam por ser apresentadas não só pela imprevisibilidade jurídica recorrente no país, mas também por alterações no entendimento do próprio ente regulador, como se verificou quanto aos pleitos de alteração de cronograma de implantação das usinas solares e fotovoltaicas.
Ressalta-se também que será necessário verificar se as novas regras não deixarão o procedimento para obtenção de outorgas muito mais custoso, o que será um desincentivo para novos empreendimentos de geração elétrica por fontes alternativas.
[1] O Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) é o contrato firmado entre o acessante e a distribuidora, que estabelece os termos e condições para o uso do sistema de distribuição e os correspondentes direitos, obrigações e exigências operacionais das partes.
[2] O Parecer de Acesso é o documento emitido pelo ONS no âmbito do processo de solicitação de acesso. Contém informações e condições para a realização do acesso ao sistema de transmissão.
[3] O Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) corresponde aos valores mensais devidos pelos usuários às concessionárias de transmissão, pela prestação dos serviços de transmissão, e ao ONS pelo pagamento dos serviços prestados, calculados em função das tarifas e dos montantes de uso do sistema de transmissão contratados.
Fonte e Imagem: Portal JOTA

Pasta de Minas e Energia lança programa nacional e quer levar projeto ao Congresso com definição de marco regulatório para uso do de combustível no país.
O Ministério de Minas e Energia (MME) prepara uma regulação para o mercado de hidrogênio verde - H2, obtido a partir da água, pela separação de hidrogênio e oxigênio pelo emprego de uma corrente elétrica. No fim de agosto, o MME lançou um plano trienal de trabalho (2023-2025) dentro do Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2) que inclui, entre os pontos prioritários, a criação de um marco regulatório para o mercado de hidrogênio verde. O secretário nacional de Planejamento e Transição Energética, Thiago Barral, diz que o ministério planeja criar uma minuta sobre a regulação para encaminhar ao Congresso Nacional com contribuições após consulta pública.
“O marco regulatório para o hidrogênio de baixo carbono vai definir a agência reguladora da cadeia, trará clareza para a taxonomia da indústria do hidrogênio e irá estabelecer quem vai creditar as agências certificadoras para trazer segurança jurídica e regulatória”, diz Barral em entrevista ao Valor.
O hidrogênio verde é apontado como alternativa de baixo carbono a combustíveis fósseis. Taxonomia é o termo que designa um sistema de classificação, identificação e categorização das atividades econômicas conforme critérios ambientais.
No Congresso, há mais de um projeto de lei sobre o tema, mas nenhum contempla os principais pontos apontados por especialistas ouvidos pelo Valor. O mais citado é o PL 725/22, do ex-senador Jean-Paul Prates, atual presidente da Petrobras. Ele define o que é o H2 de baixo carbono, estabelece a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) como reguladora e define percentuais mínimos obrigatórios de volume para a inclusão do hidrogênio nos gasodutos.
O projeto, contudo, deixa pontos-chave em aberto. “A produção, transporte e distribuição desse combustível apresentam desafios complexos, exigindo uma regulamentação clara e eficaz”, diz a professora na Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) Glaucia Fernandes, especialista em mercado de energia e regulação. “Precisamos de normas técnicas que definam os padrões de segurança, qualidade e eficiência.”
De acordo com Fernandes, além da definição do que é hidrogênio de baixo carbono e a determinação de qual será a agência reguladora da cadeia produtiva, a regulação deve passar pela criação de políticas econômicas e pela revisão da legislação sobre licenciamento ambiental. Hoje o licenciamento de plantas de hidrogênio ocorre na esfera estadual.
Em resposta às críticas de que o Brasil ficará atrasado ao não apostar todas as fichas na rota com zero emissão de carbono, o secretário Thiago Barral explica que o governo federal quis fugir desse debate. “A própria AIE [Agência Internacional de Energia] recomenda abandonar a linguagem de hidrogênio de cores, que só atrasa o desenvolvimento do mercado”, comentou.
O Programa Nacional de Hidrogênio foca no desenvolvimento das rotas tecnológicas associadas à produção do hidrogênio de baixa emissão de carbono. Isso inclui produção não só a partir de fontes renováveis de energia (o chamado “hidrogênio verde”, gerado pela eletrólise a partir de fontes renováveis de energia elétrica, como solar e eólica), mas também por meio de combustíveis fósseis, com a captura, armazenamento e venda de carbono (“hidrogênio azul”).
O PNH2 prevê que os percentuais mínimos de emissões serão definidos na regulação e destaca isso como uma abordagem “pragmática” para não criar barreiras ao desenvolvimento do mercado. “O nosso foco é no hidrogênio de baixo carbono e não haverá, em hipótese alguma, o mesmo tratamento para um hidrogênio à base de gás natural. Quando falamos em ser inclusivos é no sentido de não excluir possibilidades de fazer o Brasil se tornar o país mais competitivo do mundo”, acrescenta Barral.
Diogo Lisbona, pesquisador do núcleo de estudos de Energia da Fundação Getulio Vargas (FGV), concorda que os caminhos de produção a partir de fontes fósseis com captura de carbono são importantes para ajudar a desenvolver a indústria ainda incipiente de hidrogênio renovável. “A estratégia nacional segue a de outros países que perseguem a rota verde por meio da baixa emissão de carbono. O essencial é entender o quanto de carbono há nesse processo e minimizar as emissões.”
Além do marco regulatório, uma das ações prioritárias do plano trienal é aumentar os investimentos anuais em pesquisa, desenvolvimento e inovação em hidrogênio de baixa emissão de carbono. O valor passará de R$ 29 milhões investidos em 2020 para R$ 200 milhões por ano até 2025.
O programa também estabelece três metas temporais: até 2025, busca instalar plantas-piloto de hidrogênio de baixo carbono em todas as regiões do país, até 2030 planeja situar o Brasil como o produtor mais competitivo de hidrogênio de baixo carbono do mundo, e até 2035, quer consolidar hubs de hidrogênio de baixo carbono no Brasil.
O Porto do Pecém, formado por uma joint-venture entre o governo do Ceará, que detém 70% de participação no empreendimento, e o porto de Roterdã, na Holanda, que detém os outros 30%, foi o primeiro hub de hidrogênio do país e também o primeiro a criar uma molécula de H2V em janeiro deste ano.
A potencial escolha da ANP como agência reguladora da cadeia do hidrogênio de baixo carbono não é unânime entre especialistas. Bruno Chedid, advogado da área de transição energética do escritório Mattos Filho, defende a ANP, uma vez que o hidrogênio tem uma cadeia semelhante à do gás, mas acredita que seria necessário criar uma área específica na agência para outorgar e validar os projetos de hidrogênio verde.
Ele observa, contudo, que a regulação vai exigir complementaridade entre outras agências reguladoras. “Escutamos comentários sobre conflito de competências, mas a cadeia produtiva do hidrogênio exige uma abordagem coordenada entre outros reguladores, como a Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico e a Agência Nacional de Energia Elétrica”, indica.
A professora da UFRJ Glaucia Fernandes acredita que atribuir à ANP ajudaria a garantir a segurança energética e a competitividade do Brasil. “A ANP já regula atualmente a produção de hidrogênio a partir de fontes fósseis, como o gás natural”, observa.
A diretora-presidente da HL Soluções Ambientais, Laiz Hérida, critica a escolha da ANP. “A questão é até que ponto o hidrogênio verde será pauta prioritária. A agência já tem uma agenda regulatória desafiadora, e, quando se coloca tudo sob um guarda-chuva bastante carbonizado, dificilmente se consegue desenhar caminhos verdes.”
O diretor institucional da Associação Brasileira de Hidrogênio e Amônia Verde (ABHAV), Felipe Moura, observa que o regulador deve contemplar todas as finalidades do hidrogênio sustentável. “Não definimos uma posição sobre a criação ou não de uma nova agência, mas temos batido na tecla de não usar o hidrogênio apenas como combustível”, diz. “Muito se fala na aplicação para transporte, o que vemos com bons olhos, porque é um vetor para a transição energética, mas não podemos ignorar outros usos, como em fertilizantes, indústria siderúrgica e refino do petróleo.”
O preço do hidrogênio renovável ainda é visto como a principal barreira para investimentos mundo afora. Enquanto o custo de produção do hidrogênio verde americano vai de US$ 3,73 a US$ 6,50, o hidrogênio com gás natural varia de US$ 1,71 a US$ 2,18 por quilo, segundo estimativas da S&P Global Platts.
A regulação econômica, muito associada a incentivos, é um pilar para o desenvolvimento da indústria de hidrogênio com zero emissões, indica Michelle Hallack, especialista sênior no programa de assistência à gestão do setor energético no Banco Mundial. Ela afirma que há muitos tipos de incentivos e destaca as políticas associadas à emissão de carbono e à descarbonização da indústria.
“Hoje vemos que existe um gap do hidrogênio que emite CO2 para aquele que não emite, então se você precificar esse CO2, é possível reduzir a diferença”, afirma Hallack. “Não são regulações específicas de hidrogênio, mas beneficiam esse mercado também, com a vantagem de incentivar outras tecnologias e subprodutos, como amônia e aço.”
O Carbon Border Adjustment Mechanism europeu é um exemplo deste tipo de incentivo. Ele prevê um ajuste na entrada dos produtos industrializados na UE, de modo que aqueles com baixa emissão sejam mais competitivos do que aqueles com alta emissão. Nos Estados Unidos, por outro lado, um dos benefícios previstos na Lei de Redução de Inflação (IRA, na sigla em inglês) é o crédito tributário de até US$ 3 para cada quilo de hidrogênio verde.
Na avaliação da advogada Fernanda Sá Freire, sócia da área de Energia e Tributário do escritório Machado Meyer, no Brasil, já existem medidas de desoneração de investimentos no setor de energia em PIS/Cofins que poderiam ser estendidas para as plantas de hidrogênio renovável. Ela avalia ainda que poderia ser replicado o modelo da Rota 2030 - programa destinado ao setor automotivo, com redução do Imposto de Renda, do Imposto de Importação e do Imposto de Produtos Industrializados (IPI) - ou da Lei de Informática.
Para Felipe Moura, da ABHAV, independentemente do desenho de regulação econômica escolhido, o importante é que as políticas de incentivo tenham início, meio e fim, de modo que possam fomentar o crescimento da indústria do hidrogênio verde, sem onerar os consumidores finais.
Sem uma lei federal específica, o licenciamento ambiental no Brasil é regido por instrumentos infralegais, como resoluções e instruções normativas. Um exemplo é a resolução do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama) 237/1997, que dispõe sobre a revisão e complementação dos procedimentos e critérios utilizados para o licenciamento ambiental.
Com isso, o licenciamento de plantas de hidrogênio no Brasil é feito em esfera estadual - o Ibama somente opera em casos específicos, como aqueles que envolvam estruturas marítimas, o que poderia acontecer em projetos de hidrogênio cuja energia venha, no futuro, de eólicas offshore (no mar). O Ceará é o único Estado que tem uma resolução específica (Coema, no 3/2022) para o mercado de hidrogênio verde, enquanto outros Estados, como Bahia e Rio de Janeiro, colocam a atividade no hall industrial.
“Com isso, o licenciamento ambiental tem fragilidades, porque é um processo muito técnico, e sem uma legislação específica, alguns aspectos se tornam subjetivos”, afirma Laiz Hérida, da HL Soluções Ambientais, que defende a atualização da resolução do Conama e a criação de uma lei geral. Hérida avalia, contudo, que o projeto de lei para licenciamento ambiental (no 2.159/2021) que pode ser votado a qualquer momento no Senado representa um “retrocesso”.
O texto, aprovado pela Câmara dos Deputados em 2021 com base no PL 3.729/04, tem pontos polêmicos. O principal deles é a dispensa de licenciamento para 13 tipos de empreendimentos que sejam enquadrados como “melhoramentos”. No fim de agosto, o Instituto Socioambiental (ISA) e o Observatório do Clima divulgaram uma nota técnica com propostas para reverter as ideias trazidas pelo PL.
Para Fernandes, professora da UFRJ, uma lei federal é importante na regulação do mercado de hidrogênio para evitar discrepâncias entre os Estados. “Empresas que desejam estabelecer plantas de hidrogênio em múltiplos Estados se beneficiariam de um conjunto claro e consistente de regras”, avalia.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

O atual preço da energia coloca em risco o futuro da transição energética.
Se a energia barata é boa para os consumidores, para as empresas geradoras a situação não está favorável. O cenário pode levar ao represamento de investimentos por falta de viabilidade econômica para os projetos, já que o custo marginal de expansão está maior.
O relato de executivos do setor é que uma conjunção de fatores no setor elétrico ligados aos subsídios excessivos, reservatórios cheios, sobreoferta de energia e demanda estacionada podem paralisar a expansão do setor elétrico no país.
O CEO da Engie Brasil Energia, Eduardo Sattamini, alerta que o atual preço da energia coloca em risco o futuro da transição energética, à medida que desestimula investimentos em novos projetos de geração, impactando diretamente o desmonte da cadeia de valor.
“Por um lado, é urgente que se estabeleça estímulo à carga por meio da neoindustrialização, dada a condição que o país tem de atrair investimentos para o crescimento da indústria - especificamente de uma indústria comprometida com a sustentabilidade.
Isso ampliará a demanda por energia renovável, estabelecendo um equilíbrio econômico em longo prazo. Por outro, é necessário trazer à tona o fato de que a tarifa baixa não é refletida na fatura do consumidor, que paga uma série de subsídios que contribuem para o desequilíbrio do mercado, gerando furos e incertezas que se acumulam e se perpetuam no setor.”
O paradoxo de energia barata e tarifa cara, à qual Sattamini se refere, se explica pelas vantagens dadas a alguns setores, que tem feito com que os consumidores migrem do mercado regulado (atendido pelas distribuidoras) para a geração distribuída. Segundo ele, a benesse é dada a consumidores de alta renda, dado o custo de instalação das placas solares, mas financiada pela fatura dos demais consumidores, muitos de baixa renda.
Se por um lado, as cadeias produtivas parecem enfrentar menos pressão à medida que os custos diminuíram e a inflação arrefeceu; por outro, desafios surgem como o baixo número de novos contratos e as taxas de juros consideravelmente elevadas. Além do temor de possível aumento dos preços das commodities.
O diretor-presidente da Nordex no Brasil, Felipe Ramalho, diz que o reduzido volume de novos contratos de fornecimento de aerogeradores em 2023 no Brasil é um indicador de que a cadeia de suprimentos local pode enfrentar um período de baixa demanda por produção e serviços nos anos de 2024 e 2025.
Tal percepção é compartilhada pelo vice-presidente de marketing e vendas da Hitachi Energy, Glauco de Freitas. Ele acredita que 2024 deve seguir a mesma tendência de poucos contratos em energias renováveis, que não devem superar 2 GW, montante considerado baixo. Em energia solar a expectativa é contratar apenas 3 GW, em contraste com a expectativa inicial de 6 GW.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Banco tem intenção de aprovar créditos de R$ 52 bi este ano, com maior parte dos recursos voltados para energia limpa.
O BNDES pretende aprovar mais de R$ 52 bilhões para projetos de infraestrutura e transição energética neste ano. A instituição prevê desembolsos da ordem de R$ 45 a R$ 50 bilhões para o setor em 2023. A projeção é da diretora responsável pela área, Luciana Costa, que afirma que o banco tem recursos disponíveis para alavancar os projetos.
“A nossa restrição não é de funding, mas de ter projetos bem estruturados”, disse ao Valor.
Costa avalia que o banco passou por um período de “desalavancagem”, e observa que o desembolso no setor de infraestrutura somou R$ 42 bilhões em 2022. Ela defende uma maior atuação do banco de desenvolvimento em um setor que envolve incertezas e projetos de longo prazo.
“O Brasil é um país volátil e esses projetos demoram muitos anos sendo estruturados. O mercado de capitais pode fechar a janela e os bancos comerciais podem ter mais ou menos apetite dependendo da situação do mercado”, avalia.
Por isso, diz, a estratégia da nova administração foi focar em projetos com estruturação avançada para que eles sejam aprovados mais rapidamente.
A diretoria espera que a emissão de “títulos verdes”, lançados mês passado pelo Tesouro Nacional, impulsione o financiamento de projetos sustentáveis. A intenção do governo é aportar US$ 2 bilhões - cerca de R$ 10 bilhões - no Fundo Clima com a primeira emissão de título de dívida soberana sustentável do governo brasileiro.
O Fundo Clima financia empreendimentos para mitigar mudanças climáticas e é gerido pelo BNDES. A expectativa é que os novos papéis do Tesouro tenham taxas menores e que o banco possa combiná-las com a Taxa de Longo Prazo (TLP), para baratear o crédito e estimular os projetos.
“A ideia é que a Fazenda assuma o risco cambial e repasse esses recursos apenas com custo de emissão. E a gente vai usar esse dinheiro para financiar projetos relacionados a transição energética e infraestrutura social”, explicou.
Costa participa, nesta quarta (11), de um seminário do BNDES, em parceria com a Petrobras, sobre transição energética. O banco e a petrolífera assinaram, em junho, um acordo de cooperação técnica com foco em transição energética, pesquisa, desenvolvimento científico e reindustrialização.
Assim como Aloizio Mercadante, presidente do BNDES, a diretora de infraestrutura do banco tem repetido que os Estados Unidos e a Europa adotaram incentivos e subsídios agressivos para financiar a transição. Para Costa, no entanto, há “menos espaço fiscal” para iniciativas semelhantes no Brasil, o que coloca a Petrobras no centro da estratégia.
“Os lucros do pré-sal e da exploração da Margem Equatorial, daqui a quatro ou cinco anos, vão ser muito relevantes para o país financiar a transição. Os lucros da Margem são absolutamente necessários”, defendeu.
O BNDES tem 7,9% das ações da Petrobras - cerca de R$ 30 bilhões - e, segundo Costa, vai apoiar financeiramente a companhia, se necessário.
Em junho, ao anunciar o acordo de cooperação, Mercadante disse que o BNDES quer aumentar os investimentos na petrolífera. Mas o objetivo esbarra em uma regra do Banco Central que limita o valor investido na companhia pelo banco de desenvolvimento.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Edição atualizada mantem falha a performance dos equipamentos de controle de tensão como causa da perturbação.
Uma nova edição do Relatório de Análise de Perturbação (RAP) referente ao apagão de 15 de agosto confirmou o resultado anterior da minuta do RAP, que apontou que a principal causa raiz identificada foi a performance em campo dos equipamentos de controle de tensão de diversas EOLs e UFVs, no perímetro da LT Quixadá-Fortaleza II, no Ceará. Esses dispositivos das usinas deveriam compensar automaticamente a queda de tensão decorrente da abertura da LT, mas o desempenho na hora da ocorrência ficou abaixo do previsto nos modelos matemáticos fornecidos pelos agentes e usados pelo ONS.
Em nota, apontou que caso alguma divergência ainda permaneça, irá apensar as divergências ao documento final, até o dia 17 de outubro, para fins de registro. Esta é a última etapa do processo. A perturbação de agosto de 2023 causou a interrupção de parte do fornecimento de energia no Sistema Interligado Nacional e afetou diversas regiões do país ao derrubar 22 GW de carga.
Segundo o diretor-geral do ONS, Luiz Carlos Ciocchi, a análise técnica da ocorrência foi feita com o compromisso em pensar o futuro. Para ele, há a convicção de que o RAP é um documento que vai trazer importantes desdobramentos para o setor elétrico brasileiro. Estão sendo apontadas recomendações associadas à crescente transformação do setor de energia, em especial aquelas relacionadas à incorporação de fontes renováveis na matriz.
O documento traz as providências a serem tomadas pelos 122 agentes, incluindo os geradores eólicos e fotovoltaicos. Ao todo, foram centenas de apontamentos que os agentes e o Operador terão de implementar até outubro de 2024. As providências vão desde ajustes em proteções, passando por soluções para problemas na comunicação com os agentes no momento da recomposição, até a validação dos modelos matemáticos de todos os geradores eólicos e fotovoltaicos, entre outras.
No RAP também estão elencadas providências que já foram tomadas. Entre elas, está a adaptação da base de dados oficial, pelo Operador, para representar a performance dos referidos parques eólicos e fotovoltaicos tal como observada em campo durante a perturbação, de modo a utilizá-la nos estudos de caráter operativo.
Além disso, o ONS também já elaborou e disponibilizou aos agentes proprietários de usinas eólicas e fotovoltaicas, relatório contendo os requisitos técnicos de Registradores Digitais de Perturbações e para a instalação de Unidades de Medição de Fasores, assim como o guia para validação dos modelos matemáticos. Também foram implementados novos limites de intercâmbios e medidas operativas na região Nordeste, visando garantir a segurança operativa do SIN.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Transmissoras e fornecedores querem adequar regramento existente aos avanços tecnológicos.
O segmento de transmissão de energia elétrica tem se mobilizado para discutir a modernização das normas aplicáveis à atividade, considerando os avanços tecnológicos e a necessidade de maior rapidez na implantação dos empreendimentos. Um passo inicial para organizar o debate sobre a reforma normativa destinadas a desenvolver o negócio da transmissão foi dado no mês passado, quando representantes de transmissoras e de fabricantes de equipamentos realizaram o primeiro workshop para discutir essas mudanças.
O evento foi promovido pela Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica, Instituto Abrate de Energia, Engie e Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base. A associação que representa as empresas de transmissão acredita que ao promover o debate está contribuindo para que as normas sejam atualizadas e estejam em condição de responder pela velocidade da inovação e da modernização tecnológica.
“Tem norma lá com 30 anos sem revisão. Então, foi um workshop para poder convidar os agentes [a debater o tema]”, relata o diretor executivo do Instituto Abrate, Marcus Nascimento. Há regras internacionais nas quais se basear, porque a discussão não se limita ao Brasil, afirma o diretor do instituto, que tem um comitê encarregado de desenvolver esses estudos.
O presidente da Abrate, Mário Miranda, lembra, como exemplo, que o mundo inteiro está rediscutindo as normas de corrente contínua, em um processo de atualização. “Nós criamos um comitê de gestão de qualidade. Ele olha todos os projetos, todas as normas aplicáveis e todas as questões atinentes a normas de segurança da instalação e de pessoal. Segurança de trabalho”, detalha.
Ele diz que os leilões de transmissão instigam as empresas a fazerem mais rápido os empreendimentos, com a limitação de preservar a qualidade e a segurança da instalação e de pessoal.
Para Nascimento, as mudanças pelas quais o setor está passando vai acelerar tudo. Desde a parte de capacitação de pessoal até a de financiamento e a de meio ambiente, que envolvem os órgãos intervenientes do licenciamento. “O que a gente fez lá foi específico para questão das normas”, afirma ele.
Miranda destaca que as instalações de transmissão tem um nível de disponibilidade de 99,6%, que precisa ser mantido sem alterar a qualidade do serviço prestado. Esse é um ponto, mas há ainda a questão do licenciamento ambiental.
“Nós pegamos o relatório de planejamento, por exemplo, do Ibama, mostrando que com 16 funcionários se eles estão ou não preparados. Tanto que fizeram todo um planejamento alocando [a concessão de licenças] nos órgãos estaduais e agrupando projetos para poder simplificar o licenciamento. Eles têm quase 200 projetos de licença prévia de instalação, de operação, e as renovações [de licenças].”
Durante a semana, o secretário de Transição e Planejamento Energético do Ministério de Minas e Energia, Thiago Barral, citou como uma das medidas de incentivo à produção de hidrogênio verde no país uma eventual alteração legal das normas para a transmissão de energia elétrica.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Minas Gerais, Rio Grande do Norte e Bahia são os estados com mais capacidade instalada no ano.
O Brasil ultrapassou em setembro a marca de 7 gigawatts (GW) de capacidade instalada em 2023, terminando o mês com 7.136,5 megawatts (MW) provenientes de 208 usinas inauguradas este ano. As plantas eólicas e solares somam 89,2% da capacidade instalada no ano, com 6.366,3 MW segundo o levantamento da Agência Nacional de energia Elétrica (ANEEL).
As usinas com operação iniciada este ano estão localizadas em 18 estados de todas as regiões brasileiras. Em ordem decrescente, apresentam maiores resultados até o momento os estados de Minas Gerais (1.815, 7 MW), Rio Grande do Norte (1.778,5) e Bahia (1.775,3 MW). No recorte apenas para o mês de setembro, o Rio Grande do Norte obteve o maior salto, de 114,0 MW, e São Paulo obteve a segunda maior expansão, com 40,1 MW.
Capacidade instalada
O Brasil somou 195.718,1 MW de potência fiscalizada, de acordo com dados do Sistema de Informações de Geração da ANEEL, o SIGA, atualizado diariamente com dados de usinas em operação e de empreendimentos outorgados em fase de construção. Desse total em operação, ainda de acordo com o SIGA, 83,8% das usinas são consideradas renováveis.
A ANEEL atualiza diariamente os dados de geração do país por meio do Sistema de Informações de Geração da ANEEL, o SIGA. Ele apresenta dados de usinas em operação e de empreendimentos outorgados em fase de construção.
Outras informações sobre o acompanhamento da expansão da oferta de geração estão disponíveis em painéis interativos em www.aneel.gov.br/acompanhamento-da-expansao-da-oferta-de-geracao-de-energia-eletrica.
Esses painéis, atualizados mensalmente, mostram a previsão para a entrada de novas unidades geradoras para os próximos anos. Eles trazem ainda um histórico da expansão da geração desde a criação da ANEEL (1997). Além dos painéis, também está disponível a base de dados com informações de previsão e acompanhamento de obras dos empreendimentos outorgados para construção.
Categoria
Energia, Minerais e Combustíveis.
Fonte e Imagem: gov.br.

Aumento da fatia dedicada a subsídios e tributos faz com que energia elétrica nacional seja recordista em comprometimento da renda.
O Brasil está no topo de um ranking que mede o peso da conta de luz no bolso de consumidores locais, em comparação com 33 países da OCDE (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico).
Na média, o brasileiro compromete 4,54% da sua geração de riqueza anual com o pagamento da tarifa residencial. É o maior valor, bem acima do apurado para nações europeias, como Espanha (2,85%), Alemanha (1,72%) e Luxemburgo (0,35%) —país em que a energia tem o menor peso sobre renda no grupo analisado.
O resultado brasileiro também fica distante do identificado em economias emergentes, como Chile (2,65%) e Costa Rica (2,76%).
O ranking foi elaborado pela Abrace (Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres). A entidade considerou as tarifas residenciais de 2022, consolidadas no serviço de dados da Agência Internacional de Energia, e o PIB per capita (Produto Interno Bruto dividido pelo número de habitantes) calculado para o mesmo ano pelo FMI (Fundo Monetário Internacional).
"O levantamento demonstra que precisamos rediscutir os custos no setor elétrico brasileiro, porque ele está distorcido para os consumidores locais em comparação aos de outros países quando consideramos a renda", explica o diretor de Energia da Abrace, Victor Hugo iOcca, que coordenou a organização do ranking.
O brasileiro pagou US$ 34 (R$ 176,50), em média, por 200 kwh (kilowatt-hora) no ano passado, um valor parecido ao desembolsado pelo polonês, que foi de US$ 34,39 (R$ 178,50). Ocorre que a nossa renda per capita estava na faixa de US$ 9.000 (R$ 46,7 mil), enquanto no país do leste europeu ela era o dobro, US$ 18 mil (R$ 93,4 mil), comprometendo uma fatia menor da renda, 2,26%.
Na Turquia, cujo PIB per capita é próximo ao do Brasil, na casa de US$ 10 mil (R$ 51,9 mil), a energia custou praticamente metade da brasileira, US$ 17,9 (R$ 93) e compromete 2% da renda
A equipe da Abrace lembra que o custo da tarifa sofre variação de acordo com diferentes fontes de energia. As renováveis estão entre as mais competitivas atualmente, enquanto carvão, nuclear e gás natural passaram a custar mais, além de sofrerem com o risco geopolítico. A guerra da Rússia contra a Ucrânia, por exemplo, pressionou o preço do gás.
No entanto, o que pesa, e muito, é a calibragem da política pública. Existem países que nitidamente optaram por ter energia mais barata.
Assim como ocorre no Brasil, cerca de 60% da geração do Canadá vem de hidrelétricas, seguida de outras renováveis, como eólica. No entanto, aquele mesmo montante de energia custou US$ 10 (R$ 51,91) menos que no Brasil. Foi de US$ 24 (R$ 124,6). Como a renda média anual no país é de R$ 55 mil (R$ 285,5 mil), o consumidor saiu ganhando. Apenas 0,54% da renda vai para pagamento da tarifa residencial.
Os Estados Unidos tem feito investimentos pesados em renováveis, mas a estrutura energética ainda é o inverso —quase metade da geração de eletricidade vem de térmicas movidas a combustíveis fósseis, como gás e carvão. Ainda assim, o seu custo é inferior ao do Brasil, US$ 30,25 (R$ 157). Como o PIB per capita americano é um dos maiores do mundo, US$ 76 mil (R$ 394.5 mil), apenas 0,48% é gasto com a conta de luz.
Muitos países têm optado por subsidiar novas fontes limpas de energia. É uma decisão de governo com apoio de contribuintes. A Dinamarca tem um forte programa de descarbonização e uma carga tributária elevada sob a tarifa de energia, de quase 70%. O custo tarifário é mais alto entre os países do ranking, US$ 103 (R$ 534,6).
Mas isso não é nem de longe um sacrifício financeiro num país cuja renda per capta é de US$ 66,5 mil (R$ 345.2 mil). Apenas 1,87% vai para custear a energia em casa.
"O Brasil já é destaque em energia limpa, renovável e barata, não faz sentido que tenha uma conta de luz tão alta para o nosso perfil de renda, mas ela está sendo sobrecarregada por tributos e subsídios, que já correspondem a 40% do preço final", afirma Paulo Pedrosa, presidente da Abrace Energia.
"O ranking mostra como esse custo chega nas pessoas pela conta de luz, mas ele também está no preço de tudo que é fabricado no Brasil. O comprometimento da renda é muito maior."
Segundo projeção da entidade, os brasileiros estão pagando a mais, neste ano, cerca de R$ 10 bilhões ao mês apenas para custear tributos e subsídios. No ano, serão R$ 119 bilhões para essas duas despesas (leia a lista abaixo).
Os subsídios ampliam espaço na conta de luz principalmente por iniciativa do Congresso, onde a política é mais sensível a lobbies, mas o governo federal tem utilizado a conta de luz como uma extensão do Orçamento. Na tentativa de reverter a tendência, há um movimento entre entidades do setor para transferir parte dos custos que estão na tarifa para o Tesouro Nacional.
O consumidor de energia elétrica no Brasil mantém fundos de pesquisa e desenvolvimento, paga por subsídios a setores que já são rentáveis, como as renováveis solar e eólica, e sustenta políticas públicas, que muitas vezes não têm relação com a área de energia elétrica, como água, esgoto e saneamento (leia lista abaixo).
Em levantamento similar, mas com outras fontes, realizado com dados de 2021, o Brasil aparecia como segundo no ranking da Abrace, atrás da Colômbia. Os preços da energia registraram forte alta, após o país ter ampliado o uso de térmicas, e funcionaram como munição adicional em recentes crises políticas.
Dependente de hidrelétricas, que sofrem com variações do clima, a Colômbia tem enfrentado dificuldades para implementar os projetos de renováveis. Há cerca de um ano, propôs um pacto nacional em busca do que chamou de "tarifa justa". Mobilizou empresas e lançou um pacote de mudanças nas leis do setor e na estrutura técnica, com a promessa de reduzir os custos da energia.
Na prática, foi uma intervenção, e os resultados ainda são incertos, mas serve de exemplo sobre os riscos políticos, econômicos e regulatórios quando se perde o controle do preço da energia. O país ainda não divulgou seus indicadores de 2022 e, por isso, não consta do ranking neste ano.
Já foram produzidos inúmeros levantamentos mostrando que o brasileiro tem dificuldade de arcar com tantas despesas adicionais na tarifa de energia. A pesquisa "Opinião sobre o Setor Elétrico", realizada pelo Datafolha para Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia), no ano passado, por exemplo, identificou que 72% dos brasileiros deixam de comprar itens básicos para pagar conta de luz, e 40% disseram que já tinham deixado de pagar o boleto alguma vez naquele ano.
O QUE TEM NA CONTA DE LUZ
Os principais itens da cobrança
32,48%
é custo de energia, que neste ano está estimado em R$ 111, 4 bi
27,38%
vai para transmissão e distribuição, R$ 93,9 bi
17,00%
são tributos, que somam R$ 58,4 bi neste ano
15,92%
equivalem a encargos, muito mascarados de subsídios, que totalizam R$ 54,6 bi
3,61% vai para perdas técnicas, R$ 12,4 bi
1,98%
cobre furto de energia, R$ 6,8 bi
1,54%
custeia a iluminação pública, R$ 5,3 bi
O QUE PESA MAIS A CONTA DE LUZ
Entre os itens que deixam a energia mais onerosa em 2023 estão:
TRIBUTOS
R$ 58,44 bi
PRINCIPAIS SUBSÍDIOS
R$ 33,42 bi
para a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), sendo R$ 12 bilhões para a CCC (Conta de Consumo de Combustíveis) do sistemas isolados; R$9,28 bilhões para descontos tarifários na distribuição; R$ 5,6 bilhões para Tarifa Social para consumidores de baixa renda; R$ 2,43 bilhões. para descontos na transmissão; R$ 1,12 bilhão para o subsídio para carvão mineral nacional
R$ 12,16 bi
para Conta de Reserva, que o consumidor paga para garantir a segurança do sistema
R$ 6,8 bi
para cobrir perdas não técnicas, como furtos de energia do sistema;
R$ 5,45 bi
para o Proinfa, programa de compra de energia renovável
R$ 5,34 bi
para garantir a iluminação pública das cidades
R$ 939 milhões
para o fundo com o objetivo de promover a eficiência do setor elétrico
R$ 939 milhões
para o fundo voltado ao desenvolvimento a pesquisa do setor
R$ 244 milhões
Para ESS (Encargos do Serviço do Sistema)
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Houve forte expansão do mercado livre, enquanto o mercado regulado diminuiu para cerca de 60% do mercado global.
Oportunamente, o Ministério de Minas e Energia (MME) se propôs a apresentar, em 90 dias, um projeto de reforma do setor elétrico, o qual enfrenta múltiplos problemas. Mas, apesar da sua urgência, o exíguo prazo previsto sugere que se subestimou a dificuldade dessa tarefa. Reorganizar o setor elétrico envolve, pelo menos, três complexas e abrangentes questões, que deverão ser tratadas detalhadamente, conforme o quadro atual exige: quais são seus condicionantes e desafios, qual deverá ser sua melhor configuração e quais passos e procedimentos permitirão alcançá-la.
O setor elétrico brasileiro conta, e poderá contar, com um parque gerador predominantemente baseado em fontes renováveis. Sua localização e as variações sazonais, diárias e horárias de sua disponibilidade diferem daquelas dos seus principais mercados, o que exige extenso sistema de transmissão de energia. Por outro lado, o setor apresenta distorções na alocação de seus custos, decorrentes de subsídios que também afetam prioridades de investimento e, no momento, contribuem para que haja significativa sobra de oferta, concentração de capacidade geradora distante do maior mercado do país e significativa intermitência de geração não despachável.
Considera-se que o futuro setor deverá ser ambientalmente sustentável e oferecer a seus usuários segurança de suprimento e acessibilidade, além de equidade, ou seja, que cada consumidor seja cobrado conforme os custos incorridos para atendê-lo.
A contínua e necessária expansão do aproveitamento de fontes renováveis, notadamente as intermitentes, exigirá a presença de novos agentes e regulamentos, particularmente para as instalações de armazenamento, além de novos sistemas e critérios operacionais.
A transição para um novo modelo poderá enfrentar dificuldades de natureza estrutural, bem como entraves interpostos por interesses contrariados por novas regras. Fatos recentes destacam a importância de delimitar claramente o papel dos diversos agentes que interagem na orientação e gestão desse setor. Embora seja aparentemente consensual que caiba ao governo formular políticas e iniciativas que o Congresso avalia e traduz em forma legal, cuja regulamentação cabe à Aneel, legisladores e agentes governamentais têm interferido na aplicação de regras e critérios definidos por este regulador, mesmo quando aprovados em consulta pública.
A evolução recente do setor pode indicar algumas premissas e requisitos que poderão ser considerados no seu redesenho, tais como:
- O mercado livre alcançará a totalidade dos consumidores, talvez com exceção dos consumidores residenciais de baixa renda. Consequentemente, haverá redistribuição dos encargos atualmente arcados somente pelos consumidores do ambiente de contratação regulada. Será o caso das “bandeiras tarifárias”, e da energia de Itaipu, que terá de competir com a dos demais geradores.
- Subsídios, tais como os que transferem custos de transmissão e distribuição para o mercado regulado e levam a desconsiderar custos sistêmicos e locacionais, deverão ser eliminados. Aqueles destinados ao desenvolvimento tecnológico, mesmo de caráter temporário, não deverão ser arcados pelos consumidores. Custos da prestação dos crescentes serviços ancilares, como prover reserva girante e armazenamento, deverão ser remunerados, inclusive, pelos agentes que os causaram.
- A interdependência dos agentes do setor, predominantemente privados, e sua interação com a economia, justificarão que um órgão governamental lhes indique as prioridades para sua atuação, em vista dos recursos disponíveis, dos compromissos do país e do melhor desempenho do setor. Essa entidade, com apoio de outros órgãos federais, notadamente ONS e Aneel, deverá evitar que ocorram sobras ou déficits de oferta significativos. A antiga Comissão Nacional de Energia exerceu papel semelhante, que poderá ser assumido por uma nova versão do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, com apoio da EPE.
Um dos possíveis aspectos de novo modelo que, conforme observado, será a abertura geral do mercado, apresenta pelo menos duas questões: os contratos legados, ou seja, contratos de suprimento firmados pelas distribuidoras com geradores, ainda em vigor, e que agentes oferecerão garantias de prazo compatível com os prazos de financiamento necessários para viabilizar novos investimentos, particularmente em geração. Conforme a Lei 10.848/2004, esse papel cabia às distribuidoras, enquanto também comercializadoras, o que deixaria de existir. Trata-se aí de definir qual será o provedor de última instância, o que novamente remete à governança do setor.
A situação superavitária dos contratos legados, firmados pelas distribuidoras com geradores, ficou mais evidente nos últimos anos, com a forte expansão do mercado livre, enquanto o mercado regulado diminuiu para cerca de 60% do mercado global. Mesmo que a passagem de alguns grandes consumidores para o mercado livre tenha sido prevista, o crescimento de nova oferta, eólica e solar, muito competitiva, acelerou essa migração. O mercado regulado também perdeu expressão devido à forte expansão da geração distribuída e ao baixo crescimento da economia, o que impediu a absorção de sobras.
Concluindo, a iniciativa de reestruturar o setor elétrico num momento de excepcionais alterações institucionais, com reflexos contratuais e comerciais, além de crescentes modificações em seu quadro energético e de inserção regional, com destaque para a Itaipu Binacional, e contando com tantas novas ferramentas tecnológicas, enseja a oportunidade de melhor atender seu mercado, inclusive incorporando segmentos da população ainda não atendidos.
Procedimentos sustentáveis, entre eles a eficiência energética, proporcionarão serviço seguro e acessível, necessário à transição energética. A ampla discussão da proposta resultante dessa iniciativa do MME, concebida com visão global e decisivo tratamento dos desafios inerentes, muito contribuirá para o sucesso de sua implementação.
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O secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia (MME), Efrain Cruz, defendeu nesta quinta-feira, 5 de outubro, que o setor elétrico brasileiro precisa ser redesenhado para garantir sua sustentabilidade e equilíbrio.
“Costumo dizer que o setor elétrico brasileiro não foi desenhado para o modelo que estamos hoje. Ele não foi desenhado para o regime intermitente que temos e com tantas fontes. Estamos vivendo um turbilhão de mudanças e precisamos nos adaptar”, destacou Cruz em um dos painéis de evento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), promovido nesta quinta-feira, 5 de outubro.
Sem dar detalhes, em um dos painéis sobre a abertura do mercado livre de energia para consumidores de alta tensão, o secretário-executivo da pasta afirmou que o ministério tem debatido um projeto para trazer sustentabilidade ao setor para reduzir as tarifas dos consumidores brasileiros.
Recentemente, o ministro de Minas e Energia Alexandre Silveira, informou que um projeto de lei, que tem sido chamado de Lei Geral da Energia, deve ser enviado ao Congresso para priorizar os consumidores, readequando, por exemplo, os encargos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
Sobre a abertura do mercado livre para consumidores de alta tensão, Efrain destacou que o processo deve ser gradual e sustentável para evitar prejuízos aos consumidores que permanecerem no mercado regulado.
“O consumidor do mercado regulado tem uma tarifa de R$ 700 MWh. O consumidor no ambiente de contratação livre tem uma tarifa 30% menor. Adotando a energia incentivada, o desconto chega até 42% em relação ao mercado regulado. Já em contratos de autoprodução e energia incentivada chega a 52%. Por que existe essa diferença? Onde está a justificativa para esse milagre? É isso que temos que colocar sempre na nossa cabeça, pensando em sustentabilidade do setor”, destacou o secretário.
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Embora o clima coloque em alerta as autoridades do setor, Sandoval Feitosa ressalta que as grandes hidrelétricas do país, situadas no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, estão com os reservatórios cheios.
O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, reconhece que ainda não é possível medir a dimensão dos impactos dos eventos climáticos adversos sobre o setor. Nos últimos dias, uma das maiores hidrelétricas do país — Santo Antônio, com potência de 3,5 mil megawatts (MW), no rio Madeira (RO) — parou de gerar eletricidade em razão do baixo volume de água provocado pela estiagem severa que atinge a região Norte.
De acordo com o diretor da agência reguladora, os órgãos do setor elétrico precisam acompanhar de perto os efeitos da mudança climática sobre o país para avaliar se será preciso tomar alguma “medida excepcional”.
“Não é possível prever a extensão dos impactos desse fenômeno climático. É uma situação adversa. Diria que estruturalmente o setor estava preparado para a condição anterior”, disse o diretor da Aneel, ao Valor. “Hoje, temos uma condição diferente. O que precisa ser visto é até que ponto precisaremos de medidas excepcionais para fazer frente ao momento atual”, complementou.
Embora os eventos climáticos coloquem em alerta as autoridades do setor, Feitosa ressalta que as grandes hidrelétricas do país, situadas no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, estão com os reservatórios cheios neste momento. “Estamos saindo do período seco e iniciando o perímetro úmido [chuvoso], em que não sabemos ainda o quão generoso ele será. Mas temos um nível de reservatório em torno de 67%, que consideramos confortável”, afirmou, momentos antes de participar da reunião de hoje do CMSE.
A parada das máquinas de Santo Antônio e a situação das hidrelétricas do Amapá, também afetadas pela baixa vazão dos rios do Estado, está entre os temas a serem abordados na reunião, programada para a tarde de hoje, do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). O encontro entre as principais autoridades do setor é realizado, em caráter ordinário, sempre no início de cada mês em Brasília, na sede do Ministério de Minas e Energia.
De acordo com Feitosa, a situação da usina de Santo Antônio, envolvendo a possibilidade de acionamento de térmicas em Rondônia, é um “problema pontual” identificado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) que deve ser levado ao CMSE para que “decisões técnicas” sejam tomadas. Ele disse que o papel da Aneel, nesse caso, é opinar sobre a decisão no comitê e, depois, fiscalizar a implementação de eventuais medidas.
Intensificado o debate sobre mudanças climáticas, as autoridades brasileiras são cobradas a garantir maior incremento de fontes renováveis à matriz de geração de energia do país. O Brasil tem posição de destaque, dada a grande oferta por hidrelétricas e boom de investimento nos segmentos de geração eólica e fotovoltaica (solar) no Nordeste.
Diante dos recentes eventos climáticos adversos, o governo federal e a agência reguladora estão sendo desafiados a dar, agora, respostas mais contundentes sobre os riscos à confiabilidade do suprimento de energia.
“Temos uma situação climática muito adversa, típica dos momentos de imprevisibilidade que estamos vivendo em função do aquecimento global e outras questões de clima. Temos hoje, por exemplo, na região Norte do país uma seca e, na região Sul, enchentes”, disse Feitosa, ao citar algumas das situações enfrentadas pelo país cujos efeitos ainda não podem ser medidos.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Segundo entidades, a conta de luz pode ficar mais cara, assim como o transporte aéreo, caso a proposta seja aprovada sem alterações significativas.
Empresários de diferentes setores da economia estão preocupados que o texto da reforma tributária em tramitação no Senado seja aprovado sem modificações. A avaliação é de que há pontos sensíveis que precisam ser revistos pelos senadores antes de ir à votação. Todos entendem a necessidade de simplificação da tributação brasileira, mas cobram que haja regimes diferenciados em determinadas situações, como em energia, considerada um bem essencial pelo Supremo Tribunal Federal (STF).
Para a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), que representa 39 concessionárias de distribuição de energia do Brasil, um dos problemas é que a conta de luz pode subir até 30%, com penalização maior às famílias de baixa renda.
De acordo com o diretor institucional e jurídico da Abradee, Wagner Ferreira, a proposta no Senado cria espaço para o aumento de impostos ao não reconhecer a essencialidade do serviço de energia. Segundo ele, cerca de 40% dos moradores do Norte e Nordeste do Brasil têm tarifa social, que é subsidiada por política pública.
“Buscamos uma qualificação do texto para que não tenhamos o risco de aumento de tributação na conta de luz. Um dos objetivos é fechar o conceito do imposto seletivo: do jeito que veio, permite uma interpretação mais ampla, e você pode cobrar sobre as operações de energia elétrica. Isso não combina com a própria essencialidade da energia, tampouco combina com todo o regramento constitucional e legal no que diz respeito à tributação sobre bens essenciais”, explica.
Para a Abradee, os senadores precisam considerar um regime diferenciado de tributação para energia. “A gente olha a tarifa social, o mercado residencial, que fica na faixa de consumo de até 200 quilowatts ao mês. Certamente esse imposto seletivo vai trazer impacto muito negativo à economia, com custos de produção mais caros, e ao poder de compra dos brasileiros”, diz o diretor.
Conforme informações da Abradee, a cada 10% de economia na conta de luz, o Produto Interno Bruto (PIB) aumenta em 0,45% ao ano.
Ferreira acredita que o Senado teria de estabelecer um regime especial para as diferentes áreas do setor elétrico: geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia. Eles têm regimes fiscais e tributários, alíquotas e faixas de isenção próprios e variam de acordo com o estado.
“É preciso ter uma lei especial que trate dessa complexidade, porque o risco de tributação é muito alto. Dar também diretrizes que coloquem o País na vanguarda em relação à economia verde, transição energética. Os investimentos virão para o Brasil. Precisa de um sinal dentro da PEC [Proposta de Emenda à Constituição] para que tenhamos competitividade”, afirma.
A Abradee entende que o Senado está atento a essas questões, tanto que alguns parlamentares já apresentaram emendas à proposta.
Transportes
Para o advogado e professor de Direito Financeiro da Universidade de São Paulo (USP) Heleno Torres, o texto da reforma tributária tem que dar conta das especificidades – ainda que seja por meio de leis complementares – e complexidades de cada setor para que haja isonomia.
No caso do transporte, há dois regimes em questão: o de alíquota padrão e o diferenciado, cuja alíquota equivale a 40% da padrão. No entanto, o setor aéreo foi excluído da tributação diferenciada.
“Pedimos ao Senado ajustes para melhorar o texto. O setor aéreo não quer vantagem tributária ou privilégio, mas sim igualdade de tratamento com os demais modais de transporte. Precisamos achar uma alíquota média para o aéreo, avaliar com lupa a prática internacional. Nos países com o IVA [Imposto sobre Valor Agregado], o transporte internacional de carga ou de passageiros está desonerado, como exportação de serviços. Não podemos admitir a diferenciação”, alerta o advogado.
Torres lembra que alguns fatores pesam para o setor. Os aviões são objeto de arrendamento mercantil, que é caríssimo, segundo ele. O combustível necessita de um tratamento específico, enquanto peças e componentes de manutenção são custeados pelo proprietário da aeronave.
“São dois grupos que precisam ter a mesma alíquota: o arrendamento mercantil e a passagem aérea. Hoje, as passagens estão livres da incidência de impostos como ISS, PIS, Cofins e ICMS. Com o IVA, esses valores serão transferidos aos consumidores, sendo que mais da metade das passagens são compradas por pessoas físicas, e não empresas”, detalha.
O professor explica ainda que em um país continental como o Brasil, onde os transportes hidroviário, ferroviário e marítimo não são relevantes, as opções mais viáveis à população são o transporte terrestre ou aéreo.
“Se houver incidência do IVA, é como se houvesse um aumento no valor da passagem. A escolha é de natureza tributária. Só vai agravar a situação. As pessoas de menor renda, que hoje usam avião, vão deixar de usá-lo e, assim, aprofundar a elitização”, diz.
De acordo com estudo da LCA Consultores, o texto aprovado na Câmara provocaria um aumento de 315% na carga tributária sobre a aviação civil, com impacto estimado de R$ 11,5 bilhões.
“Sou favorável à reforma, ela é inovadora, reduz a burocracia, simplifica a tributação e trará melhorias e mais transparência ao ambiente de negócios. Trará mais vantagens do que o sistema atual, mas precisa reconhecer a isonomia das aéreas”, ressalta Torres.
Fonte e Imagem: Exame.

Em celebração dos 70 anos da empresa, presidente da Petrobras dá destaque à participação estatal no negócio.
O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, comemorou nesta 3ª feira (3.out.2023) o que chamou de papel “protagonista” no cenário de transição energética que, em sua avaliação, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) tem dado à estatal.
Segundo Prates, depois de superar “dificuldades e ataques em anos recentes”, a estatal está pronta para novas conquistas.
“Estamos no 1º ano de uma gestão que acredita na perenidade da Petrobras e no seu papel como protagonista no desenvolvimento nacional e na transição energética […] Vamos fazer tudo isso mantendo nosso DNA, nossa cultura focada na superação dos obstáculos, no meio ambiente, na valorização da vida e das pessoas”, declarou em evento de celebração dos 70 anos de criação da Petrobras, no Rio de Janeiro.
PARTICIPAÇÃO ESTATAL
Durante o discurso, Prates também afirmou que a organização “nasceu da vontade popular, do povo na rua, clamando ‘o petróleo é nosso’”. E declarou que a presença mais forte do Estado não enfraqueceu o papel da Petrobras na economia do país e do mundo.
“Nos anos 1990, passamos por uma mudança de regulação no setor e comprovamos, ainda que muitos apontassem o contrário, que a Petrobras, com participação estatal forte, poderia atuar com competitividade e seguir líder no mercado aberto”, disse.
Prates relembrou os principais feitos da Petrobras desde o começo de suas atividades, em 1953. Destacou o início da extração de petróleo na Amazônia nos anos 2000 ao dizer que as ações foram “um exemplo de operação ambientalmente responsável”. Desde o início do ano, Prates tem defendido a exploração da matéria prima na Foz do Amazonas, apesar de parecer inicial contrário do Ibama.
COP 28
Perto do fim do discurso, Prates afirmou que as expectativas para o futuro são grandes, em especial sobre a redução de emissão de gás carbônico, vista como uma oportunidade de negócio pela empresa. O posicionamento será reforçado durante a COP28, a ser realizada em novembro e dezembro deste ano nos Emirados Árabes Unidos.
“Enxergamos os desafios das reduções de emissões de CO2 como uma oportunidade de, mais uma vez, sermos pioneiros e impulsionadores dessa nova indústria nacional. Estamos trabalhando para entregar em breve um novo planejamento estratégico indicando os pilares dessa nova fase. Pretendemos ter uma participação importante na COP28 para dizer que o Brasil voltou e que o nosso povo tem pressa”, declarou.
Por Poder 360.

Ao menos R$ 238 bilhões foram captados por empresas brasileiras desde 2015 via títulos ESG.
Mais de um terço do patrimônio administrado por investidores institucionais no mundo está comprometido com a sustentabilidade, segundo a Global Sustainable Investment Alliance (GSIA). Em 2020, havia US$ 35,3 trilhões (R$ 176 trilhões) aplicados em empresas ou títulos alinhados à agenda ESG. A cifra é 55% maior do que a de 2016 e contempla, inclusive, títulos de dívida de empresas brasileiras também comprometidas com a sustentabilidade e, por consequência, com a biodiversidade.
Segundo a Nint, ao menos R$ 238 bilhões foram captados por empresas nacionais desde 2015 via títulos ESG, em 338 operações - 95% delas com algum objetivo ambiental. “Há empresa que captou para reflorestamento. Tem quem investiu em energia renovável para reduzir emissões de carbono”, diz Guilherme Teixeira, sócio e diretor da consultoria. Ele vê nesses títulos o mais eficiente instrumento de mercado em prol da preservação.
A Ambipar, de serviços ambientais como tratamento de resíduos e reflorestamento, levantou R$ 1 bilhão em títulos sustentáveis em 2022 para expandir suas atividades. “Houve boa atratividade. Conseguimos um prazo de pagamento [das debêntures] maior que o da média”, afirma Thiago da Costa Silva, diretor financeiro e de relações com investidores do grupo. Marcella Ungaretti, responsável por ESG na área de pesquisas da XP, ratifica a crescente busca por títulos de dívida sustentáveis.
Essas emissões caíram em 2022 por fatores externos ao mercado, mas a expectativa, diz, é de retomada. Até 2035, segundo o Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), títulos sustentáveis devem somar US$ 5,6 trilhões (R$ 29 trilhões).
O governo brasileiro deve lançar títulos soberanos vinculados a projetos de sustentabilidade. O Tesouro Nacional já divulgou o arcabouço para essas emissão, parte do Plano de Transição Ecológica tocado pelo Ministério da Fazenda. O ministro Fernando Haddad apresentou os títulos, ainda sem data para ir a mercado, a investidores em Nova York. O governo espera levantar até US$2 bilhões (R$ 10 bilhões) para controle de poluição, eficiência energética, combate à pobreza e outros projetos. Também faz parte do plano a regulamentação do mercado de créditos de carbono, outro papel vinculado a questões ambientais. Os créditos fazem parte da estratégia mundial de combate ao aquecimento global e movimentam cerca de US$ 2 bilhões (R$ 10 bilhões) por ano - mas compensam só 1% das emissões dos gases de efeito estufa.
Ungaretti, da XP, diz que há espaço para essa compensação aumentar, apesar de ressaltar que só isso não vai conter as mudanças climáticas. João Paulo Minetto, advogado especialista em mercado de capitais e sócio do Demarest, avalia que a regulamentação, cujo projeto tramita no Congresso, contribuirá para o crescimento do mercado, dando segurança a quem precisará recorrer a ele para atingir metas de sustentabilidade.
Hoje, no Brasil, a compensação de emissões é voluntária. Em agosto foi lançada a B4, plataforma que pretende ser a primeira bolsa exclusiva para crédito de carbono no país. Ela espera negociar R$ 12 bilhões em 12 meses. Também de forma voluntária, empresas podem compensar impacto ambiental com a compra de Unidades de Créditos de Sustentabilidade (UCS), desenvolvidas pela empresa Brasil Mata Viva (BMV) e que remuneram serviços ambientais prestados por agricultores. A UCS foi registrada como a primeira Cédula de Produto Rural (CPR) Verde da B3. Em novembro, a Starbucks Brasil comprometeu-se em adquirir UCSs para emitir R$ 20 milhões em títulos sustentáveis e financiar sua expansão no país.
Para Teixeira, da Nint, essa solução e outras criadas por empresas para compensar ou remunerar serviços ambientais têm uso e mercado restrito atualmente por não serem padronizadas. Carlos Takahashi, vice-presidente da Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais (Anbima), acrescenta que investimentos voltados à sustentabilidade no país são produtos novos e enfrentam certa resistência do investidor nacional, cujo perfil prioriza ganhos no curto prazo.
A Anbima iniciou em 2019 um processo para desenvolvimento do mercado sustentável de aplicações financeiras que inclui a produção de guias para investimento ESG e classificação de fundos. Em agosto, fundos intitulados como sustentáveis tinham 27 mil correntistas e um patrimônio líquido de R$ 10,5 bilhões. “O investidor brasileiro ainda não abriu mão de parte do seu rendimento para apoiar iniciativas sustentáveis”, pondera Minetto, do Demarest, sobre a relevância desses fundos para o mercado de investimentos no país.
A Comissão de Valores Mobiliários (CVM), lembra ele, editou normas para definir o que são fundos sustentáveis e como empresas podem registrar compromissos ESG. A CVM espera que melhorias na classificação de investimentos atraiam capital internacional.
Por Valor Econômico.

Estamos mobilizando nossos recursos e capacidade técnica para desenvolver soluções de baixo carbono. A Petrobras completa 70 anos com fôlego renovado e de olho no futuro. Em sintonia com as demandas da sociedade, a companhia reposiciona seu papel como empresa integrada de energia, resgatando sua identidade nacional e comprometida com um dos maiores desafios de sua história: liderar a transição energética justa no país. Uma jornada que será ancorada naquilo que a Petrobras tem de mais valioso: sua capacidade técnica aliada à vocação para inovar. Ao longo das sete últimas décadas, a trajetória da Petrobras manteve uma ligação indissociável com o Brasil. Quando a companhia se expande e diversifica seus negócios, gerando emprego e renda, o Brasil cresce junto. Se hoje a empresa é líder mundial na produção em águas profundas, impulsionada pelo pré-sal, é porque soube transformar desafios em oportunidades. Soube driblar os céticos que questionavam a viabilidade técnica e econômica daquela nova fronteira e transformá-la num dos maiores polos de inovação da indústria. Sem persistência, a Petrobras não teria alcançado esses resultados, sob o risco de perder a maior oportunidade de negócios de sua história. Ousadia pela aposta estratégica que não se subordinou apenas à lógica microeconômica de curto prazo. A companhia não se intimidou e encarou o desafio de desenvolver soluções inéditas em horizontes ainda inexplorados. Essa é a síntese da jornada de inovação da empresa.
E o futuro bate à nossa porta. Todo conhecimento acumulado em tantas décadas, que nos habilitou a operar em alto-mar, nas mais extremas condições, nos credencia a romper barreiras e a desbravar o novo. Nesse movimento, estamos mobilizando nossos recursos e capacidade técnica para desenvolver soluções de baixo carbono que ajudarão a trilhar essa jornada.
É nesse sentido que retomamos a visão de futuro da Petrobras que incorpora as profundas transformações que estão ocorrendo, agora, no Brasil, no mundo e no setor de petróleo e gás. É crucial avançar na transição energética para mitigar a crise climática.
É pensando no que o Brasil tem de melhor, respeitando a vocação energética de cada região, que desenvolveremos novos negócios em energias renováveis, como parques eólicos em alto-mar e energia solar, entre outros. Já estamos colhendo os primeiros frutos: assumimos a posição de maiores desenvolvedores de projetos de energia eólica do país, apresentando o maior potencial de geração dessa fonte renovável. Isso porque protocolamos o pedido de licenciamento ambiental de dez áreas marítimas — no Nordeste, Sudeste e Sul — com potencial de até 23 GW.
Temos muito orgulho de tudo o que semeamos e conquistamos até aqui. Se hoje somos uma das empresas brasileiras que mais investem em projetos sociais, ambientais e culturais do país, é porque buscamos transformar nossos resultados em retorno para a sociedade. Queremos ampliar, cada vez mais, o impacto positivo da nossa atuação para fazer a diferença na vida de mais pessoas.
Longe de se esgotar, esse compromisso se renova a cada dia. Estamos cientes de que a transição para um futuro de baixo carbono abrirá uma série de novas oportunidades e investimentos. Queremos gerar um efeito multiplicador, uma onda de inovação vigorosa e progressiva, distribuindo riquezas, sem concentrá-las.
A energia da Petrobras vem do Brasil. Isso é um privilégio, mas também nos dá uma missão: a missão de conduzir a transição energética justa, que será essencial para a sociedade, que respeitará a vocação de cada região e transformará a vida dos brasileiros. Pensando no futuro e olhando para o presente: é assim que construímos a nossa jornada de 70 anos, e é assim que seguiremos nossa caminhada nas próximas décadas.
Fonte e Imagem: O Globo.

Texto que cria a medida se encontra na Comissão do Meio Ambiente do Senado; relatório deve ser lido nesta semana.
O líder do governo no Congresso, senador Randolfe Rodrigues (sem partido-AP), disse nesta 2ª feira (2.out.2023) que o governo quer um acordo para aprovar a urgência do PL que cria o Mercado de Carbono brasileiro. Atualmente, o texto encontra-se na Comissão do Meio Ambiente e ainda deve passar pela CCJ (Comissão de Constituição e Justiça).
Caso a urgência seja aprovada, irá direto ao plenário. Segundo Randolfe, a expectativa é que a leitura do parecer da relatora, senadora Leila Barros (PDT-DF), seja feita nesta semana. O texto tem o objetivo de fomentar a redução de emissões de CO2 por meio de um sistema de comércio em que as empresas paguem pelo carbono emitido.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Estudos indicam que implantação de usinas offshore impactam baleias; órgão já negou 2 licenças por falta de comprovação de viabilidade ambiental.
Ambientalistas de todo o mundo têm mostrado preocupação com os impactos ambientais causados pelo avanço da instalação de usinas eólicas offshore (em alto mar). No Brasil, o Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis), que já recebeu pedido de licenciamento para 91 projetos do tipo, alerta que as técnicas de implantação das torres podem afetar os animais marinhos.
Diante das tendências globais para desvencilhar a produção de energia da emissão de carbono e migrar Turbina de geração eólica no mar: Brasil tem 91 projetos do tipo em fase de licenciamento. Nenhum ainda se viabilizou para sair do papel para as fontes renováveis, o Brasil tem sido visto como um oásis para a instalação de eólicas offshore, uma das mais potentes formas de geração de energia limpa. No entanto, essa classificação não considera os reflexos da implantação dos parques no ambiente marítimo.
De acordo com o Ibama, a instalação de aerogeradores no fundo do mar apresenta impactos significativos no ambiente marinho, devido aos métodos utilizados para fixação no solo, que podem afetar a fauna local. O órgão destaca 2 métodos: Ambos os métodos causam perturbação no ambiente marinho, podendo incomodar, desorientar ou até atingir os animais. “Essas técnicas podem afetar a fauna local, tornando essencial a implementação de planos e programas ambientais para prevenir e mitigar tais impactos”, afirmou o Ibama ao Poder360.
Esses impactos e a forma de evitá-los precisam ser detalhados pelas empresas ao órgão para a obtenção do licenciamento. Eles precisam estar descritos em 2 documentos, o Rima (Relatório de Impacto Ambiental) e o EIA (Estudo de Impacto Ambiental). São etapas obrigatórias para cada projeto. O EIA é o documento central considerado pelo Ibama na análise de viabilidade ambiental de um projeto.
Deve detalhar todos os impactos possíveis, o grau de risco e como serão evitados. Já o Rima é uma espécie de resumo em linguagem mais simples e de caráter informativo. Tem como objetivo possibilitar à população o conhecimento detalhado do empreendimento.
Dentre os mais de 90 pedidos de licenciamento de eólicas offshore apresentados ao Ibama até agora, a maioria ainda não apresentou os estudos, o que trava o processo. Só 2 apresentaram EIA e Rima ao instituto. Porém, ambos tiveram suas licenças negadas por “inadequação das informações apresentadas, o que impossibilitou a avaliação adequada da viabilidade ambiental dos mesmos”. Eis os 2 projetos:
O Ibama explicou que, tecnicamente, o termo de referência tem um prazo de validade de 2 anos. Porém, como ainda não há regulação sobre o tema ainda, é natural que as empresas esperem a aprovação do Congresso sobre o marco regulatório para prosseguirem com o desenvolvimento dos projetos.
“Os estudos devem ser entregues após a elaboração dos levantamentos de campo e formatação do EIA em si, devendo ser apresentados para o requerimento de licença prévia”, destaca o instituto.
IMPACTO PARA AS BALEIAS
Um debate que tem ganhado destaque no exterior, sobretudo nos Estados Unidos, é o impacto causado por navios de pesquisa para instalação de eólicas offshores na vida das baleias. Pesquisadores norteamericanos tem registrado um volume anormal de baleias mortas na região nordeste do país. Esses registros coincidem com a intensificação da atividade de barcos de pesquisa na área.
Em 2022, o chefe do departamento de proteção aos animais do Noaa (sigla para Administração Nacional Oceânica e Atmosférica), Sean A. Hayes, enviou uma carta ao biólogo chefe do Noaa, Brian R. Hooker, em que manifesta preocupação sobre a ação desses barcos e seus efeitos nos animais marinhos.
No documento, Hayes explica que tanto o desenvolvimento quanto a construção das torres causam disrupções no ambiente marinho. Durante o estágio de pesquisa, os barcos utilizam sonares para analisar o solo e o barulho causado no processo prejudica as baleias que utilizam a audição para se localizar.
Foram registrados casos em que os filhotes são separados das mães por causa dos sons. Essa situação causa estresse nos animais que gastam energia para tentar se encontrar. Essa situação pode até mesmo resultar na morte dos filhotes se não forem encontrados a tempo por suas mães.
Além do barulho, Hayes também argumenta que o aumento no tráfego de navios e o ruído afetam os microorganismos na região, que servem de alimento para as baleias.
“Esses riscos ocorrem em vários estágios, incluindo construção e desenvolvimento, e incluem aumento de ruído, tráfego de navios, modificações de habitat, retiradas de água associadas a certas subestações e resulta no arrastamento de zooplâncton. Também pode ocorrer mudanças no esforço de pesca e potencial aumento do risco de emaranhamento relacionado, além de problemas oceanográficos”, escreveu Hayes.
Diante desse cenário, a organização norte-americana Save the Whales (Salvem as Baleias em inglês) escreveu uma carta para a Noaa em 11 de setembro de 2023, em que pede que as pesquisas com sonar sejam paralisadas imediatamente.
Essa manifestação surgiu depois de estudos mostrarem que as mitigações aplicadas pelas empresas para os sonares não afetarem tanto a vida marinha não são eficientes. Além disso, uma investigação apurou que o barulho feito pelos navios é mais alto do que o divulgado pelo Noaa.
“Em nossa análise, descobrimos que o Noaa simplesmente aceitou os níveis sonoros do sonar fornecidos pelos desenvolvedores eólicos sem validar independentemente esses níveis”, diz a carta.
Por Poder 360.

O setor elétrico precisa voltar a decidir suas questões e orientar o futuro do mercado, sem transferir a responsabilidade para o Congresso Nacional. A avaliação é do CEO da PSR, Luiz Augusto Barroso, durante o XI Seminário sobre Matriz e Segurança Energética Brasileira e o 16o BEP - Brazil Energy Power, realizado nesta quinta-feira, 28 de setembro, pela Fundação Getúlio Vargas e pela Câmara de Comércio Americana (Amcham).
“Um dos problemas que temos hoje no Brasil é o setor elétrico ter transferido para o Congresso a responsabilidade de resolver seus problemas. O lugar para discutir isso é aqui, nós somos os experts”, avalia o executivo.
Barroso avalia que é o setor que precisa decidir a regulação para questões como armazenamento em baterias, carros elétricos e o papel das distribuidoras como prestadoras de serviço. “Um legislador, mesmo com a melhor das intenções, acaba criando uma intervenção. Cada intervenção é muito bem justificada e na busca do bem localizado a gente acaba criando o mal distribuído”, disse o executivo.
Apesar de reconhecer que a tecnologia avança mais rápido do que as políticas regulatórias em todo o mundo, o CEO ainda aponta que é possível acelerar alguns itens já em discussão parlamentar. “O projeto de lei (PL) 414 tem três ou quatro artigos que podem ser concebidos em outros PLs rapidinho e resolvem boa parte do problema, como por exemplo a abertura do mercado”, avalia.
Questionado pelo CEO da PSR sobre a questão da regulação, o moderador do debate, o superintendente de Pesquisa da FGV Felipe Gonçalves, concordou que o ambiente político é sujeito a “lobbies e paixões, e aqueles mais apaixonados ou que podem enviar mais flores conquistam a agenda”, avaliou. Apesar disso, Gonçalves destaca que a tecnologia desempenha um papel importante ao incentivar o debate para novas regulações.
Não são apenas as hidrelétricas e entregam flexibilidade No painel, Luiz Barroso também ponderou que não são apenas as usinas hídricas que entregam flexibilidade, já que as térmicas também podem ser despachadas conforme a necessidade. “A pergunta é: quem entrega flexibilidade ao menor custo para o consumidor? No Brasil, a hidrelétrica larga muito na frente, mas não é toda hidrelétrica que tem flexibilidade”, avaliou ele, mencionando as restrições para usos múltiplos impostas para a geração hídrica, e que vem reduzindo a disponibilidade.
A confiabilidade também é outro fator que pode ser multidimensional, já que há confiabilidade de potência, energia, disponibilidade e até mesmo de emissões. “A informação fundamental é que todo recurso contribui com flexibilidade”, concluiu.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

Presidente discute questão climática e energética em leilão do setor elétrico; “impossível sermos batidos por alguém”, afirma.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) afirmou nesta 4ª feira (27.set.2023) que o Brasil tem potencial para se tornar o país mais competitivo do planeta na produção de energia limpa e sustentável ao longo das próximas décadas. A declaração foi dada durante cerimônia de assinatura dos contratos de concessão decorrentes do primeiro Leilão de Linhas de Transmissão de 2023, realizado em junho. O leilão foi o maior da história do país, com previsão de R$ 15,7 bilhões de investimentos em mais de 6.000 km de linhas de transmissão em 6 Estados brasileiros.
O presidente Lula durante a cerimônia de assinatura de contratos de concessão do primeiro leilão de linhas de transmissão de 2023 “Não tem outro assunto discutido no mundo hoje que não seja a questão climática. E dentro da questão climática, a questão energética. E dentro da questão energética, a transição de uma energia fóssil para uma energia limpa. E, nesse aspecto, eu acho que o Brasil pode se transformar num país imbatível do ponto de vista de competitividade”, afirmou o presidente.
Lula destacou a capacidade de expansão da produção de energia em diferentes segmentos e comparou o Brasil com o papel desempenhado pela Arábia Saudita, um dos maiores produtores de petróleo do planeta.
“Num país que tem a capacidade de produção eólica, solar, hídrica, biomassa, hidrogênio verde, biodiesel, etanol, é praticamente impossível de sermos batidos por alguém. O que é importante é que a gente tenha dimensão da responsabilidade que está nas nossas mãos, de que os estados pobres do Nordeste podem ganhar com essa transição energética, assim como a região Norte", disse.
“É por isso que nós colocamos no PAC [Programa de Aceleração do Crescimento] o equivalente ao investimento de R$ 60 bilhões. Aquilo que a Arábia Saudita significou para o combustível fóssil no século 20 e nesse quarto do século 21, o Brasil pode significar na transição energética, da energia limpa”, completou.
LINHAS DE TRANSMISSÃO
Ao todo, o leilão das linhas de transmissão prevê 33 empreendimentos a serem construídos na Bahia, no Espírito Santo, em Minas Gerais, Pernambuco, no Rio de Janeiro e em Sergipe. O prazo para operação comercial dos empreendimentos varia de 36 a 66 meses, para concessões por 30 anos, contados a partir da celebração dos contratos.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, destacou a relevância dos investimentos, que vão reforçar, principalmente, segundo ele, as redes de transmissão da região Nordeste e do norte da região Sudeste, expandindo a capacidade do transporte de energia limpa e renovável para o Sudeste, sendo o centro de carga do país. Das 29 empresas participantes do leilão, 8 eram estrangeiras.
“Nós temos arcabouço regulatório estável, respeito aos contratos, previsibilidade e, sobretudo, estabilidade política e social. Não é à toa que hoje estamos assinando os contratos do maior leilão de transmissão já realizado. Conseguimos mais de 50% de deságio nos valores iniciais previstos, é economia de mais de R$ 1 bilhão por ano para o consumidor brasileiro, além de gerar mais de 60.000 oportunidades de empregos diretos e indiretos”, afirmou o ministro.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Causa raiz do apagão foi a inadequada estrutura de governança, que prestigia a dispersão de responsabilidades.
Você compraria um avião produzido na Venezuela ou em Cuba? Provavelmente não. Não confiaria na estrutura de certificação da aeronave. Também não adquiriria um paraquedas fabricado no Afeganistão ou na Síria. Ou você confiaria no Talibã e no ISIS, que têm no suicídio uma poderosa arma de aterrorizar?
No dia 11 de novembro de 2020, no Valor (Saliva, pólvora, apagão e lágrimas), afirmei que “o apagão do Amapá era previsível. Era também evitável. A topologia da rede exigia monitoramento constante, como um drone 24 horas a sobrevoar a subestação. Mas a função de monitorar ficou propositalmente dispersa”. E concluía: “a maior parte das fontes de ineficiência do setor elétrico decorre da estrutura de governança inadequada”. Nada mudou.
Comecei no setor elétrico em 1975. Movimentos relevantes, como a entrada em operação de uma usina e subestação (SE), ou uma simples ampliação de quaisquer ativos importantes, exigiam a presença e a aprovação dos projetistas, fabricantes e, em especial, do despacho de carga, denominação antiga do operador da rede. Só depois de todas essas etapas, conhecidas como comissionamento, a obra era autorizada a operar. Testávamos todos os equipamentos de proteção e suas interfaces. Olhávamos quase todos os fios. De onde vinham e para onde iam.
O Operador Nacional do Sistema (ONS), na preliminar do relatório de análise da perturbação (RAP), que elucida o apagão, confirmou que controladores de tensão, existentes nas eólicas e solares daquela região, tiveram desempenho muito aquém do prometido nos respectivos projetos. Eram quase “gatos”, e não “lebres”.
Era um problema de certa forma elementar. Mas será que a operação do sistema e a infraestrutura regulatória tinham a exata noção da importância dos controladores de tensão, que substituiriam, na função, equipamentos das tradicionais hidro e termelétricas? Quem olhou, testou e atestou se tais dispositivos atendiam às exigências técnicas? São preocupantes as respostas a essas duas questões.
É inacreditável que os detentores das outorgas das eólicas e solares envolvidas, responsáveis pelos equipamentos, não informaram ao ONS ou à Aneel que, por não terem sido efetivamente testados, era duvidosa a performance dos controladores de tensão.
Atualmente, pelo Procedimento de Redes, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que também aprova tal Procedimento, é quem autoriza a operação comercial de usinas, LT e SEs. Para isso, recebe do ONS um documento que informa pendências, impeditivas ou não, e recomenda ou não a operação. Mas ninguém, do operador ou da Aneel, comparece à instalação. É tudo na confiança do concessionário, que confia no fabricante, que confia em quem construiu, que confia nos montadores e segue a vida.
Tudo bem. Não tem mesmo como comparecer a milhares de obras e ativos pulverizados. Mas não é razoável confiar apenas nas especificações técnicas ou nos modelos matemáticos entregues pelas usinas e fabricantes. Ninguém certifica um avião só pela fotografia e a qualificação dos fabricantes de cada componente ou de quem o vai pilotar. Os equipamentos, sobretudo os essenciais ou críticos, precisam ser testados, validados, certificados e monitorados.
Alguém pode perguntar: mas não é assim também no setor elétrico brasileiro? Por que não? Na prática, no apagão de 15 de agosto, é como se um avião tivesse caído porque ninguém inspecionou e validou periodicamente a maneabilidade do profundor -parte móvel, pequena, que serve para subir ou baixar o nariz do avião. A abertura da LT, insignificante em relação ao aparato de geração e transmissão na área da ocorrência, empurrou o “nariz” do setor elétrico para o solo, num verdadeiro colapso.
Contudo, pela natureza da falha, muito elementar, repito, pode-se desconfiar de outras duas causas, que não estão, nem poderiam, na preliminar do RAP. Começo com a menos provável. O ONS, tampouco a Aneel, não se deu conta que os controladores de tensão são partes integrantes do sistema elétrico de potência - como os profundores, numa aeronave, e um paraquedas de reserva, para o paraquedista.
São equipamentos principais, e não acessórios ou penduricalhos. Só essa infeliz falta de atenção explicaria porquê não foram tomados os cuidados necessários para proteger o sistema de uma perturbação que aconteceria, só não se sabia quando. E, mesmo que estivessem atentos ao caráter estratégico desses dispositivos, o que é muito provável e esperado, seria impossível identificar de quem era a responsabilidade por monitorá-los. É uma atribuição do ONS, que os atestou com base em modelos matemáticos e em parecer da própria operadora do parque? Ou é da Aneel, que fiscaliza todos os agentes e acreditou no parecer do ONS? Na governança atual, a atribuição é propositalmente difusa, como no Apagão do Amapá.
E é inacreditável que os detentores das outorgas das eólicas e solares envolvidas, responsáveis pelos equipamentos, também não informaram ao ONS ou à Aneel que, por não terem sido efetivamente testados, era duvidosa a performance dos controladores de tensão. Ninguém, até agora, mostrou uma requisição de testes nem os resultados deles.
O apagão era, assim, evitável. Testes periódicos indicariam a necessidade de ajustes ou substituição dos equipamentos inadequados. E era também previsível. Como não existia uma certificação do desempenho efetivo desses dispositivos, não era difícil identificar tamanha fragilidade e impor correções.
Do ponto de vista do que representariam os controles de tensão, o sistema, percebendo ou não, estava vulnerável. Confiava num “paraquedas talibã” ou não tinha paraquedas reserva ou não conhecia o funcionamento dos profundores. Foi ao chão.
Ainda assim, a causa raiz do apagão não foi a atuação acidental de uma lógica de proteção, muito menos os ineficazes controladores de tensão. Mas a inadequada estrutura de governança, que prestigia a dispersão de responsabilidades.
E novos apagões estão em curso? Sim, infelizmente. E em pontos bem mais evidentes e sensíveis que os controladores de tensão, que estavam longe de fazer parte da lista dos 50 pontos de atenção do sistema elétrico.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Segundo o governo, mais de seis mil quilômetros de linhas serão construídos em seis estados, com expectativa de 60 mil empregos diretos e indiretos criados.
O vice-presidente Geraldo Alckmin e o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), participaram nesta quarta-feira (27) da cerimônia de assinatura dos contratos de concessão do maior leilão de transmissão de energia do país. Os contratos são relativos ao primeiro leilão de 2023, realizado em junho.
O leilão foi o maior da história do país e tem previsão de R$ 15,7 bilhões de investimentos em mais de seis mil quilômetros de linhas de transmissão em seis estados brasileiros. Segundo o governo federal, a expectativa é de que sejam criados 60 mil empregos diretos e indiretos.
Foram vendidos no leilão nove lotes, com 50,97% de deságio médio sobre as receitas anuais previstas para os agentes vencedores. Isso significa que os compradores pagaram cerca de metade do valor estimado das receitas anuais que vão obter com os empreendimentos.
Juntos, os lotes preveem a construção, operação e manutenção de 6.184 quilômetros de linhas de transmissão e subestações com capacidade de transformação de 400 megavolt-ampères (MVA).
Serão 33 empreendimentos nos seguintes estados: Bahia, Espírito Santo, Minas Gerais, Pernambuco, Rio de Janeiro e Sergipe.
O prazo para o início da operação comercial dos empreendimentos varia de 36 a 66 meses, para concessões por 30 anos, contados a partir da celebração dos contratos.
O governo tem lançado grandes leilões de transmissão para aumentar a capacidade de escoamento de energias renováveis, principalmente solar e eólica. Só em 2023, os dois certames devem bater recordes sucessivos de investimentos previstos.
Fonte e Imagem: G1

Produção chegou a quase 275 mil megawatts por hora, suficiente para abastecer a cidade de São Paulo por até três dias. Consumo de energia cresceu 5% no PR entre os dias 18 e 24 de setembro.
A Itaipu Binacional bateu recorde de geração de energia em 2023 para atender alta na demanda devido ao calor da última semana, de acordo com a assessoria da usina hidroelétrica. Itaipu atualmente é responsável pela produção de 8,6% da energia consumida no Brasil.
Segundo o superintendente de operação da Itaipu, Rodrigo Pimenta, a usina operou em vários momentos com a capacidade máxima. Na segunda-feira (25), por exemplo, a produção de energia chegou a quase 275 mil megawatts por hora.
Esse número foi o recorde do ano e é suficiente para abastecer a cidade de São Paulo por até três dias.
Somente no Paraná o consumo de energia elétrica cresceu 5% entre os dias 18 e 24 de setembro, em comparação as semanas anteriores do mesmo mês, de acordo com a Companhia Paranaense de Energia (Copel).
A Itaipu Binacional é líder na produção de energia, com mais de 2,9 bilhões de megawatts-hora fornecidos.
Em 1997 a usina era responsável por 25% da energia consumida no país, atualmente por 8,6%. Especialistas e a empresa atribuem essa queda à participação de novas fontes de energia no sistema brasileiro, o que tornou a usina uma espécie de “bateria”, uma reserva para momentos de emergência, como por exemplo, no apagão registrado em agosto deste ano.
Hidroelétricas são principal fonte de energia no Brasil
As hidrelétricas ainda são a principal fonte de energia do Brasil, apesar do crescimento da energia solar e eólica. Elas produzem 52% do que é consumido no país e tem capacidade de responder rápido quando sol ou vento param de gerar.
A geração é controlada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) que define quais usinas devem aumentar ou diminuir a geração e para onde a produção será enviada.
Na Itaipu, quando as informações chegam, os técnicos controlam as turbinas.
"O lado do Brasil, o Operador Nacional do Sistema, ele faz uma programação. E do lado do Paraguai, a Ande [Administración Nacional de Electricidad] envia, diariamente, um programa de demanda que nós vamos atender aqui durante a execução em tempo real", afirmou Rodrigo.
Fonte e Imagem: G1.

Relatório indica que equipamentos de parques eólicos e fotovoltaicos que deveriam compensar queda de tensão tiveram mal desempenho.
Uma falha técnica em equipamentos de controle de tensão foi a causa do apagão ocorrido em 15 de agosto que afetou o fornecimento de energia elétrica em praticamente todo o país, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Em relatório, o ONS reforça que sejam adotadas providências para evitar novas ocorrências do tipo.
Na minuta do Relatório de Análise de Perturbação (RAP) sobre o apagão, divulgada na noite de segunda-feira (26), o ONS aponta que a performance dos equipamentos de diversos parques eólicos e fotovoltaicos, no perímetro da linha de transmissão Quixadá-Fortaleza II, no Ceará, ficou aquém do previsto.
“Esses dispositivos das usinas deveriam compensar automaticamente a queda de tensão decorrente da abertura da linha de transmissão, porém o desempenho no momento da ocorrência ficou aquém do previsto nos modelos matemáticos fornecidos pelos agentes e testados em simulações pelo ONS”, diz o comunicado.
A prévia do relatório, que será finalizado até 17 de outubro, revela a necessidade de adoção de “centenas” de providências pelos agentes do setor, tanto geradores eólicos e solares quanto o próprio ONS, em ações que terão que ser implementadas até julho de 2024.
“As providências vão desde ajustes em proteções, passando por problemas na comunicação com os agentes no momento da recomposição, até a validação dos modelos matemáticos de todos os geradores eólicos e fotovoltaicos, entre outras”, disse o operador.
Algumas medidas já vêm sendo adotadas pelo ONS desde o apagão, como novos limites de intercâmbios de energia entre as diferentes regiões do país e medidas operativas no Nordeste, visando garantir a segurança operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN).
O apagão observado em 15 de agosto foi iniciado em uma linha de transmissão operada pela Chesf no Ceará.
Como os reguladores de tensão não funcionaram conforme esperado, o evento desencadeou restrições no fornecimento de energia elétrica em toda a rede elétrica nacional, com perda de carga da ordem de 23,4 gigawatts (GW).
O relatório final sobre a ocorrência é um dos mais importante da história do ONS e será fundamental para o aprimoramento do planejamento, operação, regulamentação e integração de novos projetos, disse em nota Luiz Carlos Ciocchi, diretor-geral do órgão.
Em entrevista recente à Reuters, Ciocchi havia antecipado que as conclusões sobre o apagão ocorrido em agosto poderiam significar uma mudança de paradigma para o setor elétrico brasileiro.
“Com muita dedicação e experiência dos profissionais do Operador, além do compromisso que temos com a sociedade brasileira, o problema foi identificado e ações imediatas foram implementadas pelo ONS para preservar a continuidade e a segurança do atendimento à carga”, frisou Ciocchi no comunicado da véspera.
Por CNN Brasil.

A Federação da Indústria do Estado de São Paulo (Fiesp) e a Federação da Indústria do Estado do Ceará (Fiec) assinam nesta segunda-feira, 26 de setembro, acordo de cooperação com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) e com a Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias (Abeeólica), com o objetivo de ampliar a produção e o uso do hidrogênio verde no país, “em especial em São Paulo e Ceará”, conforme nota da Absolar.
Com o movimento, as entidades buscam apoiar a competitividade do hidrogênio verde em toda a sua cadeia de valor, identificar o custo total e regiões atrativas para a produção do combustível e localizar hubs que otimizem custos de transporte tanto para o mercado doméstico quanto para o mercado internacional.
Outros objetivos são colaborar com políticas públicas para produção e uso do hidrogênio verde, contribuir com a atração de investimentos e com o desenvolvimento tecnológico e industrial e identificar potenciais sinergias na indústria local com a produção de eletrolisadores e demais equipamentos utilizados na produção do hidrogênio e amônia verde. Também serão estabelecidas metas para a produção e uso dos combustíveis nos estados do Ceará e São Paulo.
Participam da cerimônia o presidente da Fiesp, Josué Gomes; o presidente da Fiec, Ricardo Cavalcante; o presidente do Conselho de Administração da Absolar, Ronaldo Koloszuk; a presidente da Abeeólica, Elbia Gannoum; e representantes do setor produtivo paulista e brasileiro.
Para Ronaldo Koloszuk, da Absolar, em poucos anos, o Brasil poderá produzir o hidrogênio renovável mais competitivo do mundo, desde que desenvolva políticas públicas, programas e incentivos adequados. “Por isso, o apoio do setor produtivo, em consonância com as autoridades públicas, é fundamental para a criação das rotas de produção do combustível a partir de fontes renováveis”, disse em nota.
Por MegaWhat.

Indústria investe em produção sem emissão de gases causadores do efeito estufa.
Em meio a uma corrida pela redução das emissões de gases causadores do efeito estufa, a indústria siderúrgica persegue o que batizou de aço verde, produzido com pegada de carbono praticamente nula e que tem o hidrogênio verde como insumo estratégico. Esse gás combustível é produzido com água através de uma reação química iniciada com energia elétrica gerada por fontes renováveis, principalmente solar e eólica. Na siderurgia, ele pode substituir o coque, um tipo de carvão, no processo de transformação do ferro em aço.
Cerca de 70% do aço produzido no mundo usa o coque, cuja queima gera gás carbônico - 3,3 toneladas de CO2 por tonelada produzida -, que contribui com o aquecimento global. A produção com hidrogênio, por sua vez, gera água; o oxigênio da molécula do minério de ferro combina-se com o gás num forno elétrico e vira vapor, com emissão residual de carbono.
Segundo a consultoria britânica Wood Mackenzie, a indústria siderúrgica mundial precisará investir US$ 1,4 trilhão (cerca de R$ 6,8 trilhões) para adequar-se, até 2050, ao Acordo de Paris. Para consultoria, 90% das emissões do setor precisam ser cortadas, e o hidrogênio verde será importante para isso. A Wood Mackenzie estima que 50 toneladas do combustível serão necessárias à siderurgia por ano.
A produção do hidrogênio verde hoje é basicamente experimental, segundo Frederico Freitas, diretor da H2 Verde e pesquisador do combustível. Um complexo para produção em estruturação no Porto de Pecém (CE) deve gerar 2 milhões de toneladas de hidrogênio verde por ano a partir de 2030.
O complexo chamou atenção da ArcelorMittal, maior produtora de aço do mundo, que comprou a Companhia Siderúrgica do Pecém (CSP), um negócio de US$ 2,2 bilhões (R$ 10,7 bilhões). “Existe um potencial significativo para descarbonizar o ativo, dada a ambição do Estado do Ceará de desenvolver um hub de hidrogênio verde de baixo custo e o enorme potencial que a região tem para a geração de energia solar e eólica”, declarou o presidente da ArcelorMittal, Aditya Mittal, em julho do ano passado, quando o acordo foi anunciado.
A companhia já conseguiu produzir aço com hidrogênio verde no Canadá e desde 2021 integra um consórcio de empresas dedicado a cortar emissões com o uso de hidrogênio na indústria.
A Gerdau, que já produz aço emitindo menos da metade da média do setor, monitora o avanço da tecnologia, diz seu diretor industrial, Maurício Metz. A empresa fechou acordo com uma universidade americana para analisar o uso do hidrogênio também para substituir o gás natural no processo de fabricação do aço. O nome da universidade é mantido sob sigilo. A Vale fechou acordo com a sueca H2 Green Steel para produzir aço com hidrogênio verde. A brasileira deve fornecer ferro a futuros complexos industriais no país e América do Norte nos quais a H2 Green Steel pretende atuar. Já a sueca levantou € 1,5 bilhão (R$ 7,8 bilhões) para construir sua primeira fábrica, em Boden, em seu país natal. A empresa tem parceria com o conglomerado de energia Iberdrola, da Espanha, que controla a Neoenergia, que atua no Brasil.
Para o presidente da Neoenergia, Eduardo Capelastegui, o Brasil tem “grande potencial” de desenvolver o aço verde devido à matriz energética majoritariamente renovável e por ser o segundo produtor mundial de minério. Vinicius Botelho, pesquisador do Centro de Estudos de Energia da Fundação Getulio Vargas (FGV Energia), também vê o país bem posicionado, mas diz que há desafios a serem superados. “Precisamos saber se o hidrogênio terá um custo competitivo, resolver questões de armazenagem, gasodutos, etc”, listou.
Há empresas que apostam que o aço verde não será massificado por meio do hidrogênio. Tadeu Carneiro, presidente da Boston Metal, é taxativo sobre isso. “O hidrogênio verde não será a rota predominante”, afirma.
A Boston Metal trabalha no desenvolvimento da eletrólise de óxido fundido, pela qual também produz ferro com baixas emissões. A empresa tem uma planta piloto em Woburn, nos Estados Unidos, e pretende produzir em escala industrial a partir de 2026. Ela também tem uma fábrica em Coronel Xavier Chaves (MG) para produção de ferroligas de alto valor. Recebeu US$ 6 milhões (R$ 25,3 milhões) em investimento da Vale em 2021.
Já a Aço Verde do Brasil (AVB) faz aço com biocarbono, carvão oriundo de florestas plantadas, descreve Sandro Marques Raposo, diretor de ESG e novos negócios da companhia, certificada como carbono neutra pela Société Générale de Surveillance (SGS), da Suíça. “O uso de biocarbono na siderurgia é a tecnologia de descarbonização mais consolidada e testada disponível no mercado”, diz Raposo.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Altos valores cobrados são consequência da falta de planejamento setorial, de acordo com o Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico (Ilumina).
Apesar dos frequentes apagões, como o que afetou diversos bairros do Rio de Janeiro neste final de semana, o brasileiro tem de lidar com uma das contas de energia mais caras do mundo. De acordo com ranking anual da Agência Internacional de Energia (IEA), a tarifa de energia elétrica do Brasil é a quarta maior dentre 140 nações pesquisadas.
O Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico (Ilumina), chama atenção para o fato de que se forem retirados da lista os países que sofrem diretamente influência da guerra entre Rússia e Ucrânia, o Brasil sobe para a primeira posição.
Por aqui, os altos valores cobrados são consequência da falta de planejamento setorial. De acordo com estudo que acaba de ser divulgado pela Serasa, o país enfrenta recorde de inadimplência nas contas dos chamados serviços essenciais: 25% das dívidas pendentes são de luz, água, gás ou telefone.
Fonte e Imagem: O Globo.

Na próxima semana, entidades se reunirão para assinatura de acordo de ampliação da produção e uso de hidrogênio verde no Brasil.
No dia 26 de setembro, às 14hrs, presidentes e representantes da FIESP (Federação das Indústrias do Estado de São Paulo), da FIEC (Federação da Indústria do Estado do Ceará) se reunirão com membros da ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar) e da ABEEÓLICA (Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias) na sede da FIESP para firmar acordo que visa a ampliação da produção e do uso de hidrogênio verde (H2V) pela indústria.
Estarão presentes no evento Josué Gomes, da FIESP, Ricardo Cavalcante, da FIEC, Ronaldo Koloszuk, da ABSOLAR, Elbia Gannoum, da ABEEÓLICA, e outros representantes brasileiros do ramo. O evento tem como foco promover o progresso do mercado em todo o território nacional, mas com foco especial nos estados de São Paulo e Ceará, regiões que correspondem a grandes pólos de produção do hidrogênio verde no Brasil.
No dia 26 de setembro, às 14hrs, presidentes e representantes da FIESP (Federação das Indústrias do Estado de São Paulo), da FIEC (Federação da Indústria do Estado do Ceará) se reunirão com membros da ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar) e da ABEEÓLICA (Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias) na sede da FIESP para firmar acordo que visa a ampliação da produção e do uso de hidrogênio verde (H2V) pela indústria.
Estarão presentes no evento Josué Gomes, da FIESP, Ricardo Cavalcante, da FIEC, Ronaldo Koloszuk, da ABSOLAR, Elbia Gannoum, da ABEEÓLICA, e outros representantes brasileiros do ramo. O evento tem como foco promover o progresso do mercado em todo o território nacional, mas com foco especial nos estados de São Paulo e Ceará, regiões que correspondem a grandes pólos de produção do hidrogênio verde no Brasil.
A cooperação também visa contribuir para o apoio de políticas públicas voltadas à produção e uso do H2V e derivados. Pensando nisso, as organizações envolvidas se preocupam com a substituição do hidrogênio de origem fóssil usado atualmente – também conhecido como hidrogênio cinza – pelo hidrogênio de origem renovável, mais conhecido como hidrogênio verde. Outra preocupação é a atração de investimentos para o desenvolvimento tecnológico e industrial, companhias parceiras e a geração de empregos e renda.
“O apoio do setor produtivo, em consonância com as autoridades públicas, é fundamental para a criação das rotas de produção do combustível a partir de fontes renováveis”, diz Ronaldo Koloszuk, presidente do conselho de administração da ABSOLAR. Para ele, dentro de alguns anos, o Brasil será capaz de produzir o hidrogênio renovável mais competitivo, desde que desenvolva políticas públicas, programas e incentivos adequados.
O que é o hidrogênio verde?
O hidrogênio – apesar de muito abundante – dificilmente é encontrado em sua forma elementar no planeta. A geração, por sua vez, acontece a partir de alguma matéria-prima que contenha o elemento (como água, combustíveis fósseis ou até biomassa). Já o hidrogênio verde (H2V) é obtido pela eletrólise da água, que usa corrente elétrica para quebrar a molécula da água (H2O), separando o hidrogênio (H2) do oxigênio (O).
Então, o hidrogênio extraído dessa forma pode auxiliar no alcance de metas globais de energia, sendo importantíssimo para a transição energética de baixo carbono, pois o hidrogênio verde usa fontes renováveis na sua geração. Assim, o combustível obtido não emite gases de efeito estufa (GEE) e nem gera poluição.
O H2 verde pode ser uma alternativa no armazenamento de energia eólica e solar, evitando o desperdício de eletricidade limpa, utilizar o excedente da produção para realizar a eletrólise (gerar o gás hidrogênio) e armazená-lo.
Por Exame.

Apesar da alta esperada, será possível lidar com o aumento da demanda, diz o Operador Nacional do Sistema Elétrico.
O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) estima um aumento de 5,8% na carga do sistema elétrico em setembro por causa das altas temperaturas registradas em cidades brasileiras, segundo comunicado divulgado na 6ª feira (22.set.2023).
Os dados são do boletim do PMO (Programa Mensal de Operação) e traz cenários prospectivos de expansão na demanda de carga do SIN (Sistema Interligado Nacional) e em todos os subsistemas de 23 a 29 de setembro.
Previsões climáticas do MetSul dos últimos dias já mostravam que uma onda de calor atingiria todos os Estados do país no mês de setembro. As estimativas indicavam temperatura média de 40°C e possibilidade de temperatura recorde em algumas cidades.
As ondas de calor são provocadas quando um sistema de alta pressão atmosférica se instala em uma determinada região e impede a circulação de uma massa de ar quente, que fica ali, parada. O ar aprisionado, porém, continua sendo aquecido, o que provoca o aumento anormal das temperaturas nas áreas afetadas. No meio urbano, as temperaturas são ainda maiores.
Segundo o ONS, em relação ao aumento de demanda segmentada por submercados regionais, a aceleração mais expressiva é no Norte, com 10,6%. O Sudeste e o Centro-Oeste devem registrar avanço de 6,1%, enquanto a previsão é de 4,2% no Nordeste e de 3,8% no Sul.
A base de comparação que define os percentuais de aumento são os resultados do final de setembro de 2023 ante o mesmo período de 2022.
“A previsão de crescimento da carga para setembro é a maior dos últimos meses, reflexo do calor mais intenso e também de uma economia mais aquecida. Em termos de operação e atendimento da demanda seguimos preparados para atender a sociedade brasileira. O sistema é robusto, seguro e o cenário é favorável”, afirma Luiz Carlos Ciocchi, diretor-geral do ONS.
O relatório também traz análises sobre a EAR (Energia Armazenada). De acordo com os dados, os níveis estimados para o final de setembro continuará acima de 70% em 3 submercados. O resultado é expressivo porque, no Brasil, o período tipicamente mais seco do ano está próximo do fim.
A EAR mais elevada deve ser verificada no Sul (85,2%). As demais projeções são: Norte (73,7%), Sudeste/Centro-Oeste (72,6%) e Nordeste (67,2%).
Fonte e Imagem: Poder 360.

A energia elétrica precisa ter uma lei complementar específica no contexto da reforma tributária, mais do que a essencialidade, assim como deve ocorrer com setores como agro e combustíveis. A defesa é do diretor Institucional e Jurídico da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Wagner Ferreira.
“Se eu não tratar isso em lei complementar e deixar um comando vago, imagina a guerra fiscal que vai ter nessa cadeia do setor elétrico que é toda complexa”, disse Ferreira a jornalistas nesta quarta-feira, 20 de setembro, durante audiência pública do ciclo de debates temáticos sobre a reforma tributária, na Comissão de Assuntos Econômicos (CAE) do Senado Federal.
Ele também avalia ser necessário assegurar que a energia não poderá ser incluída no rol do imposto seletivo, tributo que incidirá sobre produtos considerados nocivos à saúde.
“Quando você olha para o setor elétrico, a janela está aberta para você tributar o seletivo. Há sensibilidade”, reconheceu. Segundo ele, entretanto, o senador Esperidão Amin (PP-SC) já teria uma emenda para fechar o “conceito muito aberto” relacionado a energia e imposto seletivo.
Para Ferreira, caso haja dentro da cadeia alguma etapa nociva à saúde, estas questões devem ser reguladas pontualmente. “Isso tem que ser exceção. Porque a atividade da energia é essencial. Ela é soberana, mandatória”, avalia.
Além da complexidade tributária que pode surgir caso não haja lei específica para o setor de energia, Ferreira avalia que a energia elétrica deve ter tributação especial para impulsionar os investimentos, a competitividade do país e o desenvolvimento econômico.
Além disso, ele menciona a economia verde e novas fontes de energia, como hidrogênio verde e eólicas offshore, que têm fortes subsídios em países como Alemanha. “A alíquota para energia limpa na Alemanha é zero. Você pega outros países, eles têm alíquotas, todos eles abaixo de 20%. Se eu começo com 28%, perdi a competitividade”, avaliou.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

Sandoval Feitosa pede a reforma na Conta de Desenvolvimento Energética, fundo setorial criado para bancar políticas públicas pagas pelos consumidores via tarifa de energia.
O diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, defendeu uma ampla reforma na Conta de Desenvolvimento Energética (CDE), fundo setorial criado para bancar políticas públicas pagas pelos consumidores via tarifa de energia.
O orçamento da CDE será de R$ 34,9 bilhões em 2023, segundo dados da Aneel, e cresce ano a ano por conta dos benefícios dados muitas vezes a setores que não necessitam mais. O dirigente defende um rearranjo do encargo que se daria via Projeto de Lei no Congresso Nacional. Um ponto seria evitar que ela cresça por meio de marcos legais que definem prazos de descontos e benefícios.
Outro ponto colocado é aumentar o aporte via bônus de outorga de concessões. “Uma perspectiva da CDE é aumentar o seu aporte. A grande oportunidade são os bónus de outorga, que hoje preveem reversão integral para o Tesouro Nacional. Eu particularmente entendo que seria mais justo e poderia reduzir impacto na tarifa é que parte deste bônus venha para a CDE”, disse o executivo disse após sua participação no VII Fórum Cogen, realizado em São Paulo, nesta quarta-feira, 20 de setembro.
Hoje o valor pago para a renovação das concessões é destinado integralmente ao Tesouro Nacional. Ele lembra os casos dos bônus de outorga das usinas da Eletrobras e da Copel, que não foram revertidos e poderiam reduzir o impacto na conta de luz.
A terceira abordagem apontada por Feitosa na busca por reduzir os impactos dos subsídios na conta de luz é o reequilíbrio entre os cotistas, já que os consumidores das regiões Centro-Oeste, Sudeste e Sul têm condições diferentes nos custos de distribuição em relação a outras regiões.
“O consumidor da região Norte do Brasil paga R$ 340 pelo custo de distribuição [de energia]. O consumidor da região Sul paga R$ 170. A condição de pagamento dos consumidores do Norte e do Nordeste são menores que as condições de pagamento das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste (...). Norte e Nordeste são regiões que não foram privilegiadas pelo processo de eletrificação do país, já que as regiões Centro-Oeste, Sudeste e Sul do Brasil têm altos índices de eletrificação e têm melhores condições de desenvolvimento humano”.
Esse ciclo de tarifas altas em áreas menos favorecidas acontecem porque há lacunas de investimentos muito grandes. Os recentes aportes feitos em lugares como Piauí, Pará, Alagoas e Maranhão terão que ser pagos ao longo de 30 anos, ao contrário de outras regiões do país que já tiveram os investimentos amortizados.
O executivo diz que essa e outras ideias já estão sendo discutidas com o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), e com parlamentares.
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Urgência da pauta climática pressiona as empresas para que mudem a maneira de fazer negócios.
A urgência da pauta climática tem pressionado as empresas para que mudem a maneira de fazer negócios. Ainda que o ritmo esteja mais lento do que os cientistas gostariam, o fato é que os riscos e as oportunidades que a descarbonização traz estão no radar de bancos, empresas e governos. O Brasil, segundo especialistas, tem uma oportunidade de ouro, dada as fontes de energia renováveis e sua biodiversidade.
“O Brasil precisa resolver o desafio da sustentabilidade para atingirmos os ODSs [Objetivos de Desenvolvimento Sustentável]. Se o Brasil não conseguir, ficarei mais pessimista com o resto do mundo”, comentou John Elkington, especialista em sustentabilidade corporativa e idealizador do conceito de triple bottom line, que serviu de base para o movimento ESG.
Provas de que o jeito de fazer negócios está mudando, segundo Elkington, estão nos exemplos da montadora Ford e da química Solvay. “Se eu falasse à Ford anos atrás que ela teria hoje uma divisão de carros a combustão e outra de elétricos, eles iriam rir na minha cara, porque acreditavam que a eletrificação não iria avançar”, disse Elkington em seu painel no evento SDGs Brazil, organizado pelo Pacto Global da ONU em Nova York. Sobre a Solvay - gigante que teve € 13,4 bilhões em vendas líquidas em 2022 e que no Brasil opera com a marca Rhodia -, ele cita os investimentos relevantes em produtos menos poluentes.
Shari Friedman, diretora de clima e sustentabilidade da consultoria Eurasia, destacou que a virada de chave acontece quando as companhias percebem que a mudança pode determinar sua sobrevivência financeira. “Questões sociais e ambientais estão interconectadas com a lucratividade. Há um impacto importante das políticas climáticas no balanço das empresas”, afirmou Friedman, presente no Brazil Climate Summit, evento organizado por alunos e ex-alunos brasileiros da Universidade de Columbia.
Como exemplos de riscos, Friedman citou a maior ocorrência e intensidade de desastres naturais e as mudanças regulatórias para descarbonizar setores, como o chamado Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), lançado pela União Europeia este ano e que determina taxas extras a produtos exportados ao bloco. “Desde que a União Europeia lançou o CBAM, outros mercados passaram a se mexer. Vemos países como Japão, Reino Unido, Coreia do Sul e China mudando suas políticas para terem programas de descarbonização”. Do lado das oportunidades, ela avalia que segmentos e cadeias serão criadas para atender às novas demandas.
Rich Lesser, conselheiro global da consultoria BCG, reiterou no mesmo evento que em vários lugares do mundo seus clientes têm procurado orientação para continuar a vender para a Europa. “Eles querem participar das novas regras. Mas, para participarem, precisam ser capazes de adaptar os seus sistemas porque o contexto mudou”, disse. Para Lesser, além de reinventar negócios, as empresas têm a oportunidades de criar produtos e serviços verdes, especialmente de base tecnológica.
“Precisamos que novas tecnologias sejam escalonadas e que cheguem a custos mais baixos. Quando você reduz o custo de uma tecnologia, você reduz para o mundo”, afirmou. Para ele, o setor privado pode ter um papel crucial para fomentar o ecossistema. Neste sentido, os Estados Unidos têm feito um interessante trabalho direcionado no âmbito do Inflation Reduction Act (IRA), programa de incentivos à economia verde. Centenas de bilhões de dólares estão sendo distribuídos a setores e empresas que busquem a descarbonização.
Um exemplo muito citado durante os eventos foi a diminuição do preço das tecnologias, como a energia solar. De acordo com a consultoria Greener, entre junho de 2016 e 2022, os sistemas fotovoltaicos residenciais no Brasil tiveram queda de 44% no custo para o cliente final. E a tendência é ser cada vez mais acessível. Só o valor do polissilício, principal matéria-prima para produção de painéis solares, caiu de US$ 30,80/kg, em fevereiro, para US$ 12,62/kg na primeira semana de junho de 2023, ainda segundo a Greener.
Não à toa a adoção da tecnologia se popularizou no Brasil. De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a geração distribuída de energia passou de 18 gigawatt (GW) em janeiro, para 22,2 GW de potência instalada em meados de junho, com mais de 2 milhões de sistemas instalados em todas as regiões do país. Disso, 22 GW são de fonte solar fotovoltaica.
Bruce Usher, co-diretor da Tamer Center for Social Enterprise e professor na Columbia Business School, observa que o mundo tem soluções acessíveis e que reduzem as emissões. “Só com o que já temos disponível, conseguimos reduzir em 15% as emissões em 30 a 40 anos. Parte da tecnologia para acelerar o ritmo ainda não está acessível financeiramente, mas já existe”, disse.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Segundo diretor da Abradee, texto da PEC deve diretriz que permita diferenciação.
Em audiência pública no Senado nesta quarta-feira, 20 de setembro, o diretor institucional e jurídico da Associação Brasileira de Distribuição de Energia, Wagner Ferreira, revelou que o reconhecimento por um regime tributário específico para energia pode vir por meio de lei complementar e não necessariamente no texto da Proposta de Emenda à Constituição, que tem como relator o senador Eduardo Braga (MDB- AM). O movimento seria similar ao feito pela Câmara para os setores de combustíveis e agrícola. “O que ele [Braga] precisa fazer é dar uma diretriz que energia pode ter um tratamento especial”, explica.
Ele conta que a complexidade da cadeia do setor, que envolve ainda geração, transmissão e comercialização é outro ponto que reforça essa necessidade do tratamento diferenciado, assim como a economia verde. Caso energia tenha uma alíquota base, não seria competitiva. “É preciso deixar uma diretriz ampla na PEC para que na lei complementar possa colocar que investimentos em energia terão redução tributária”, avisa.
O diretor da Abradee vê disposição no relator para a inclusão da diretriz na PEC. Para ele, o senador tem visão econômica e social. Senadores também estariam articulando emendas em prol de imposto seletivo para o setor.
Desde o início da tramitação da reforma tributária, as associações do setor estão buscando o reconhecimento como essencial para energia elétrica. Na votação da Câmara dos Deputados, não houve a inclusão, mas os agentes vem mantendo os esforços para obter êxito.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Defendendo o combate aos efeitos das mudanças climáticas e um desenvolvimento sustentável, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) discursou nesta terça-feira, 19 de setembro, na abertura da 78 a edição do debate geral da Assembleia Geral das Nações Unidas (ONU), após 14 anos.
Em discurso de abertura, o presidente da República destacou que o Brasil está na vanguarda da transição energética com uma matriz energética 87% renovável, cujo crescimento é visto a cada ano, e tem “enorme potencial” no desenvolvimento do hidrogênio verde.
“No Brasil já provamos uma vez, e vamos provar de novo, que ter um modelo ambientalmente justo e sustentável é possível. Estamos na vanguarda da transição energética. Nossa matriz já é uma das mais limpas do mundo, com 87% da nossa energia de fontes limpas e renováveis. Com o Plano de Transformação Ecológica, apostaremos na industrialização e infraestrutura sustentáveis”, disse Lula.
O Plano de Transformação Ecológica, coordenado pelo Ministério da Fazenda, tem por objetivo proporcionar mudanças estruturantes na economia e meio ambiente brasileiros, por meio da transição energética, do desenvolvimento econômico e social e de objetivos ligados ao Programa de Aceleração do Crescimento (Novo PAC), do governo federal.
Entre as principais medidas do plano estão: a criação do mercado regulado de carbono, a emissão de títulos soberanos sustentáveis, a criação de uma taxonomia sustentável nacional e a reformulação do fundo clima para financiar atividades que envolvem inovação tecnológica e sustentabilidade.
O presidente continuou seu discurso afirmando que a Agenda 2030, da ONU, pode se tornar um dos maiores “fracassos” da organização, uma vez que, faltando sete anos para cumprimentos das metas, os signatários ainda estão distantes das metas definidas, com cumprimento das 169 metas dos 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) em “ritmo lento”.
"Sem mobilização de recursos financeiros e tecnológicos, não há como implementar o que decidimos no Acordo de Paris [Agenda 2030]. A promessa de destinar US$ 100 bilhões aos países em desenvolvimento permanece apenas nisso. Uma longa promessa", afirmou.
Lula destacou ainda que o Brasil está comprometido em implementar os 17 ODS de maneira “integrada e indivisível” e voltou a repetir o discurso feito em julho deste ano, na terceira cúpula da Celac/União Europeia, que os países ricos têm responsabilidade nas mudanças climáticas, visto que cresceram baseados em um modelo com alta taxa de emissão de gases de efeito estufa, e devem investir nos países em desenvolvimento.
"Agir contra a mudança do clima implica em pensar no amanhã e enfrentar desigualdades históricas. A emergência climática torna urgente uma correção de rumos e a implantação do que já foi acordado. [...] Os 10% mais ricos da população mundial são responsáveis por quase metade de todo o carbono lançado na atmosfera. Nós, países em desenvolvimento, não queremos repetir esse modelo", frisou Lula.
O presidente brasileiro também falou sobre o combate aos crimes ambientais na Amazônia e sobre o seu protagonismo na agenda sustentável.
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EUA estão oferecendo US$ 369 bilhões em incentivos para empresas que atuam na área; capacidade fiscal do Brasil, porém, limita programa semelhante.
Tido como o país que pode ter o hidrogênio verde mais barato do mundo, o Brasil é, ao menos por ora, apenas um celeiro de projetos na área. O mesmo acontece com a indústria de combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês). Apesar de o País ser considerado um dos com grande potencial para explorar o produto, ainda não tem refinarias em construção. Para tirarem os projetos do papel, empresas envolvidas na transição energética têm dito em Brasília que isso só poderá ser feito se houver concessão de subsídios.
Com os países ricos, principalmente os Estados Unidos, inundando suas economias com subsídios e financiamentos para projetos relacionados à energia limpa, de fato ficou mais difícil para uma empresa instalada no Brasil ser competitiva. Apenas o governo americano está oferecendo US$ 369 bilhões (R$ 1,8 trilhão) em incentivos e financiamentos para o setor de energia limpa. Especialistas, porém, lembram que os objetivos americanos vão além de incentivar uma indústria nascente e que o Brasil não tem a mesma capacidade fiscal para fazer algo semelhante.
Por aqui, empresas ligadas ao hidrogênio verde - uma das principais apostas do mundo para reduzir as emissões de carbono - anunciaram, em agosto, a criação da Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde. Entre as demandas da entidade está o barateamento da energia elétrica para a produção do hidrogênio.
“O Brasil tem hoje um excesso de energia, mas, para fazer frente aos incentivos de outros países, é preciso diminuir o custo dessa energia para os projetos de hidrogênio verde avançarem. Com o barateamento da energia, com aportes da União, devemos também criar mecanismos de demanda para o hidrogênio verde que podem ajudar a catapultar a neoindustrialização verde no Brasil”, diz o presidente da entidade, Luis Viga.
O executivo também comanda no Brasil a Fortescue, uma mineradora australiana que está investindo em hidrogênio no mundo todo e que tem um projeto de R$ 20 bilhões para o porto de Pecém, no Ceará. A Fortescue já tem um terreno alugado no complexo portuário para erguer sua usina, mas, segundo Viga, é preciso a garantia de energia elétrica barata para a obra ser iniciada.
Nos EUA, o governo anunciou a concessão de um crédito fiscal de até US$ 3 por quilo de hidrogênio. Viga afirma que, como a energia brasileira é mais barata, as empresas que querem atuar aqui não precisam de um incentivo tão relevante como o americano, mas necessitam de uma redução nos impostos que recaem sobre energia. Ele defende que sejam incentivos temporários para viabilizar as primeiras empresas do setor, que assumirão os maiores riscos.
A história se repete no segmento de biocombustíveis avançados. A Associação Brasileira das Empresas Aéreas (Abear) pediu ao governo federal incentivos financeiros diretos e tributários para que o setor adote o SAF e, assim, zere as emissões líquidas de carbono até 2050. Segundo a entidade, os recursos seriam destinados à pesquisa, à produção e ao consumo do combustível sustentável. A Abear também solicitou que a carga tributária do SAF seja zerada na etapa inicial da transição entre o combustível fóssil e o sustentável.
Enquanto o governo americano estabeleceu um subsídio de US$ 1,25 por galão de SAF se o combustível reduzir a emissão de gases de efeito estufa em pelo menos 50%, o brasileiro encaminhou o Projeto de Lei do Combustível do Futuro ao Congresso. O texto não estabelece nenhum subsídio, mas abre espaço para a regulamentação de incentivos.
Presidente da Be8, empresa com sede no Rio Grande do Sul que desenvolve um projeto de SAF no Paraguai, Erasmo Battistella defende incentivos financeiros para a produção de biocombustível. “Para mim, a solução ideal é linhas de financiamento e metas de descarbonização. Por exemplo: o setor aéreo tem de descarbonizar X% até 2030 através do uso de biocombustível.”
Também envolvido na transição energética, mas com uma indústria já estabelecida, o setor de mineração é outro a solicitar incentivos para acelerar a participação brasileira na economia verde. Alexandre Valadares Mello, diretor do Instituto Brasileiro de Mineração (Ibram), afirma que isenções tributárias serão importantes para que projetos menores na área sejam concretizados.
Minerais como lítio, cobre e níquel são considerados essenciais para a redução das emissões, dados que são usados na fabricação de baterias de carros elétricos. A demanda por esses materiais deve ser mais alta do que a oferta em todo o mundo nos próximos anos, o que pressionará seus preços. O Brasil está entre os países que podem oferecer esses minerais, mas são poucas as minas já em operação.
“Inicialmente, seriam necessários incentivos fiscais para ganhos de volume. Quando se tem benefícios do governo para a instalação de novos projetos, você atrai mais investidores”, diz Mello.
Subsídios necessários
Para especialistas em energia, os subsídios podem, sim, ser necessários para viabilizar novas indústrias, como a do hidrogênio e a do SAF. Essa concessão de incentivos, porém, deve ser temporária e concedida até o setor ganhar escala e se tornar viável, com preços competitivos. “É preciso trabalhar com objetivos bem definidos. Assim que você atinge as metas, reduz ou elimina os subsídios”, diz Felipe Gonçalves, superintendente de pesquisa da FGV Energia. “Também é importante medir os resultados dessas políticas para ver se o setor ganhou competitividade. São subsídios para o setor se tornar sustentável”, acrescenta.
Gonçalves reconhece que se criou uma aversão aos subsídios no País, como se eles sempre fossem danosos. Isso em grande parte porque esses incentivos não são retirados após a consolidação da nova indústria. “Isso faz com que o setor se acomode, não ganhe produtividade e fique dependente do subsídio. A indústria automobilística é um bom exemplo disso.”
Professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico, Nivalde de Castro também afirma que subsídios podem ser necessários para indústrias nascentes, mas destaca que o Brasil não tem condições fiscais de fazer um programa de incentivo semelhante ao americano. “É um país pobre.” Castro pondera, no entanto, que a política dos EUA foi criada não só para ajudar no desenvolvimento do setor de energia limpa, mas também para reduzir a dependência da China. “O programa americano é geopolítico e de confronto com a China. O país quer levar empresas para dentro do seu território e usa a questão energética para isso. Qualquer coisa identificada como transição energética ganha um subsídio cavalar.”
Questionado sobre os pedidos de incentivos e a limitação fiscal do País, o Ministério da Fazenda afirmou, por nota, ser “natural que as empresas tenham expectativas em relação a subsídios e desoneração, em especial tendo em vista as políticas adotadas por outros países. No entanto, qualquer medida nesse sentido deverá respeitar o equilíbrio fiscal e as metas definidas nos projetos orçamentários. Portanto, qualquer medida teria que ser compensada com indicação de redução de despesa ou aumento de receita.” Informou também que outras medidas, como misturas obrigatórias, financiamentos e políticas comerciais estão em estudo.
Fonte e Imagem: Estadão.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, lançou neste domingo, 17 de setembro, o Plano Nacional de Transição Energética justa e inclusiva. A divulgação ocorreu em Nova York, nos Estados Unidos, durante o dia de Aceleração dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) da Assembleia Geral das Nações Unidas (ONU).
“A transição energética coloca o Brasil no centro desse debate. [...] Estamos fazendo o dever de casa para implementar políticas públicas que garantam um desenvolvimento pleno e sustentável. Nossa transição é norteada pelo desejo de criar um Brasil e um mundo mais humano, solidário e digno”, disse o ministro.
Sem dar detalhes sobre a iniciativa, Silveira ressaltou a necessidade de colaboração entre as nações para conceber um planeta mais sustentável e digno para as suas populações e falou sobre as ações desenvolvidas pelo governo do presidente Lula.
ODS Brasil
O evento discutiu os ODS, no qual o MME responde por dois pactos energéticos (“energy compacts”) governamentais, com compromissos voluntários em biocombustíveis e hidrogênio (H2), focados no cumprimento das metas do ODS 7, que prevê acesso universal a energias limpas.
Com foco na redução das emissões de gases de efeito estufa, o pacto energético brasileiro sobre biocombustíveis visa a redução da intensidade de carbono na matriz de transportes brasileiras em 10% até 2030. Isso equivale a 620 milhões de toneladas de carbono em dez anos, por meio da implementação dos mecanismos da política nacional de biocombustíveis (RenovaBio).
Por sua vez, o pacto energético sobre hidrogênio busca contribuir para a consolidação da economia do hidrogênio no Brasil, por meio da alocação de recursos para políticas de pesquisa, desenvolvimento e inovação. O programa também tem o objetivo de fomentar a capacitação e treinamento de pessoal e estabelecer uma plataforma digital para consolidar dados e informações sobre o setor de hidrogênio no Brasil.
COP 30
Ainda no domingo, o ministro Alexandre Silveira destacou que o Brasil chegará à Conferência das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (COP 30), a ser realizada em 2025, em Belém, no Pará, como protagonista, discutindo, principalmente, a transição energética. “Na COP, no Brasil, seremos vigorosos em mostrar nossos programas de inclusão. Será uma grande oportunidade, de unidos, sinalizarmos para a construção de uma política onde os países mais industrializados possam estar juntos nesta pauta e trazer mais resultados para a paz, que só vai existir com a prosperidade”, finalizou Silveira.
Brasil e Cuba
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva se encontrou neste sábado, 16 de setembro, com o presidente de Cuba, Miguel Díaz-Canel, para uma reunião bilateral, após a Cúpula de Chefes de Estado e Governo do G77 + China, em Havana. Na ocasião, a comitiva do governo federal que acompanhava o presidente assinou acordos de cooperação, também chancelados por Lula, que devem, segundo o governo, ampliar a troca de tecnologias entre os dois países.
Na área de Ciência e Tecnologia, a principal medida assinada trata da reativação do Comitê Gestor Brasil-Cuba de Ciência, Tecnologia e Inovação. A intenção é que o comitê volte a se reunir no prazo de 60 dias para discutir cooperação científica e tecnológica, com foco, entre outros, em biorefinarias, clima, sustentabilidade e energias renováveis.
“Nós queremos retomar não só na área do complexo industrial de saúde, mas em outras áreas mais abrangentes, como a bioeconomia. Queremos fazer uma nova reunião do comitê em 60 dias. É uma relação em que a gente aprende e aquilo que a gente tem mais expertise a gente oferece, a gente procura uma lógica de cooperação e parceria saudável, que faz com que a gente encontre soluções para o Brasil e para Cuba”, afirmou a ministra da pasta, Luciana Santos.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

Enio Fonseca e Ricardo Carneiro: Leilões da Transmissão: Considerações sobre o Licenciamento Ambiental.
O licenciamento ambiental foi listado como responsável por 28,44% dos atrasos.
O 1º leilão de transmissão de energia elétrica de 2023, realizado em 30.jun.2023 pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), terminou com 7 empresas vencedoras, sendo que os nove lotes ofertados foram vendidos, com 50,97% de deságio médio sobre as Receitas Anuais Previstas para os agentes vencedores gerando uma receita de R$ 15,7 bilhões em investimentos potencialmente captados para o setor elétrico brasileiro.
Este leilão nº se configurou como o maior certame de empreendimentos de transmissão já realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), e junto com aqueles que o governo realizará em dezembro de 2023 e março de 2024, tem o potencial de destravar mais de R$ 200 bilhões em investimentos em geração limpa e renovável.
Juntos, os lotes leiloados preveem a construção, operação e manutenção de 6.184 quilômetros de linhas de transmissão e subestações com capacidade de transformação de 400 megavolt-ampères (MVA).Sete dos nove lotes licitados se concentram nos estados de Sergipe, Bahia, Minas Gerais e Espírito Santo. Eles visam a reforçar a rede de transmissão da Região Nordeste e do norte da Região Sudeste, de modo a expandir o transporte de elevados montantes de energia provenientes de empreendimentos de geração renovável.
Existem vários aspectos que podem explicar os deságios em leilões de transmissão, como a assimetria de informação, o fato de uma proponente já possuir negócios na região onde está sendo licitado um novo lote, a expertise da proponente no processo de licenciamento ambiental e até o modelo de negócio das empresas.
A energia elétrica é um insumo fundamental e estratégico para o desenvolvimento econômico e social e para a melhoria da qualidade de vida da população.
A fim de atender ao planejamento da expansão do setor elétrico, são realizados, ano a ano, leilões de geração e de transmissão de energia elétrica, com o objetivo de garantir a segurança energética e a modicidade tarifária.
A crescente necessidade de investimentos no setor de transmissão de energia elétrica, evidenciada nos Planos Decenais de Energia, ocorre muito em virtude da diversificação da matriz energética devida ao avanço da geração eólica e solar, bem como do aproveitamento de grandes potenciais hidrelétricos distantes dos centros de carga.
O SEB, Setor Elétrico Brasileiro passou por uma grande mudança institucional, a partir do início da década de 90, quando se iniciou uma fase de liberalização do mercado, além da desverticalização das empresas, quando as empresas passariam a atuar de forma organizacional nos três principais segmentos (geração, transmissão e distribuição).Em virtude disso, em 1995 foi promulgada a Lei 8.987/95, que estipulou as regras para licitações e concessões. A Lei 8.987/98 e o Decreto nº 2.655/98, estabelecem que a atividade de transmissão de energia elétrica, sendo uma concessão de serviço público, será precedida de licitação, ressalvando o caso de reforços das instalações existentes que serão de responsabilidade da concessionária, mediante autorização da Aneel.
A reestruturação do setor criou novos ambientes de comercialização que promoveram o uso de leilões para a sua consolidação, principalmente por meio da promulgação das Leis 10.438/2002 e 10.604/2002. Assim, o leilão seria o mecanismo competitivo escolhido para licitar empreendimentos de geração já existentes com contratos de concessão vencidos, novos empreendimentos e as linhas de transmissão.
De acordo com o documento “Coletânea de Pós-Graduação [Governança e Controle da Regulação em infraestrutura] do Tribunal de Contas da União elaborado pelo Instituto Cerzedello Corrêa em 2019: “O segmento de transmissão é caracterizado por ser intensivo em capital (o que demanda altos investimentos), constituído de bens duráveis e com a quase totalidade dos investimentos composta por custos afundados, além de possuir economias de escala.O conjunto dessas características confere aos setores de distribuição e de transmissão de energia elétrica a peculiaridade de um monopólio natural, que, de acordo com a teoria econômica, deve ser regulado, já que um monopolista não regulado tenderá a fixar o preço mais alto que puder, dada a inelasticidade preço-demanda do bem energia elétrica.
Do ponto de vista econômico, o regulador busca que o preço médio cobrado pelo distribuidor ou transmissor de energia elétrica coincida com o custo médio de longo prazo, ou seja, que as receitas totais provenientes da venda de eletricidade, com base numa dada tarifa, se igualem aos custos totais resultantes da operação e manutenção do serviço prestado, incluindo a remuneração adequada para os investimentos realizados pela empresa regulada. Como é muito difícil para o regulador determinar os custos reais das concessionárias, são utilizados métodos econômicos e mecanismos regulatórios como forma de incentivar as empresas reguladas a melhorarem sua eficiência por meio da redução de custos. Dessa forma, no setor de transmissão é utilizada a Regulação por Receita Máxima (Revenue Cap), que é um tipo de regulação por incentivo”.
A licitação, conforme estabelecido em edital de leilão, deverá selecionar uma empresa (nacional ou estrangeira, ou ainda um fundo de investimentos), isoladamente ou reunidas em consórcio, para a prestação do serviço público de transmissão, incluindo a construção, operação e manutenção das instalações de transmissão, pela menor receita anual permitida proposta para cada lote” .Assim, a partir do Leilão 1/2015, ao considerar o cenário dos atrasos no licenciamento ambiental, a Aneel aumentou os prazos para a entrada em operação das linhas de transmissão.
Além disso, a partir do Leilão 13/ 2015, a Agência passou a separar os riscos do negócio em cláusulas específicas, identificando taxativamente os riscos de responsabilidade exclusiva do empreendedor e prevendo situação de responsabilidade compartilhada entre o concessionário e o consumidor. Ademais, houve atualização dos custos fundiários e ambientais estimados pela Aneel. Essas ações trouxeram mais previsibilidade ao setor de transmissão, o que também ajuda a explicar a maior participação de ofertantes nos leilões seguintes.
Por sua vez, o licenciamento ambiental foi colocado em prática a partir de 1975, inicialmente nos Estados do Rio de Janeiro e São Paulo. Foi estabelecido nacionalmente por meio da Lei Federal n° 6.938, de 31 de agosto de 1981, que estabeleceu a Política Nacional de Meio Ambiente e definiu os princípios e os objetivos que norteiam a gestão ambiental. Posteriormente, a Política Nacional de Meio Ambiente instituiu o Sistema Nacional de Meio Ambiente – SISNAMA e elaborou um conjunto de instrumentos os quais vêm sendo desenvolvidos e atualizados por meio de resoluções do Conselho Nacional de Meio Ambiente – CONAMA, órgão também criado pela Lei Federal n° 6.938/81 com poder para estabelecer normas e regulamentos. A consagração desta lei e de seus respectivos instrumentos deu–se com a Constituição de 1988, por meio do artigo 225, no capítulo referente à Proteção ao Meio Ambiente.
O licenciamento ambiental é o instrumento capaz de formalizar o papel proativo do empreendedor, garantindo aos detentores das licenças o reconhecimento público de que suas atividades serão realizadas com a perspectiva de promover a qualidade ambiental e sua sustentabilidade. Cabe ressaltar que o licenciamento ambiental não exime o empreendedor ou responsável pela atividade da obtenção de outras licenças legalmente exigíveis, conforme determinado na Lei n° 6.938/81, no seu artigo 10o , com a redação dada pela Lei n°7.804/89O arcabouço legal para a questão socioambiental tem hoje no Brasil, de forma geral, mais de 60 mil normas legais aplicáveis em todos os níveis de administração.
A Agência Nacional de Energia Elétrica- ANEEL, monitora permanente, através do Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET, 515 empreendimentos de expansão da rede básica.
De acordo com o último relatório de junho de 2023, considerando todos os 88 empreendimentos classificados como atrasados, temos em média 650 dias de atraso.
O percentual de empreendimentos em andamento, com previsão em atraso varia conforme o ano estudado, e já foi, em 2013, de 83% das linhas de transmissão e em 63% das subestações de energia, e em junho de 2020 de 41,3%.O licenciamento ambiental foi listado como responsável por 28,44% dos atrasos.
Este procedimento está sempre submetido ao prazo legal do órgão licenciador, sendo o prazo mínimo aquele definido para a tipologia licenciada, observada aspectos de porte, potência e impactos, além de manifestações de órgãos intervenientes e é considerado no edital como risco do negócio, sendo de inteira responsabilidade da transmissora proponente.
A partir da Lei nº 6.938/81, o licenciamento ambiental passou a ser obrigatório em todo o território nacional. Com isso, as atividades efetivas, ou potencialmente, poluidoras não podem funcionar sem o devido licenciamento.
O processo de licenciamento é, em geral, composto por três fases para a obtenção das licenças ambientais: Licença Prévia, Licença de Instalação e Licença de Operação. A Licença Prévia (LP) é solicitada ainda na fase de planejamento da implantação, alteração ou ampliação da atividade ou empreendimento, e o processo de análise e emissão do auto autorizativo pode durar até 12 meses. Já a obtenção da Licença de Instalação (LI) e da de Operação ( LO) podem durar até 6 mesas cada uma delas, tendo vigência máxima de seis e de dez anos respectivamente.
O modelo de licitação de transmissão adotado no País vem sofrendo adaptações e melhorias no sentido de superar entraves identificados ao longo do tempo, em particular no item licenciamento ambiental, que vem impactando de forma severa os prazos dados pelo poder concedente para a entrada em operação das Linhas e Subestações licitadas.
Conforme mencionado anteriormente, essa situação recorrente de atrasos associados ao licenciamento, fez com que, nos últimos leilões, o poder concedente tenha ampliado de forma significativa o prazo para início da operação dessas instalações, e revistos custos em especial, os fundiários.
Outras melhorias observadas relativas ao processo de licitação com foco na questão do licenciamento ambiental merecem destaque:– O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE e o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, quando caracterizadas situações que comprometam a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético ou a necessidade de sistemas de transmissão de energia, definirão os empreendimentos estratégicos para fins de licenciamento pela União, independente de que em situações normais o procedimento seja de competência dos Órgão de Licenciamento Ambiental Estaduais. – OLAs– A definição de competências entre os entes licenciadores deixa clara as responsabilidades de quem é o órgão que deve conduzir o processo, e a padronização dos instrumentos de gerenciamento com orientações para todos os empreendedores, uma prática já adotada por vários Estados, e pelo Ibama que lançou em 2020 o Guia de Avaliação de Impacto Ambiental para Licenciamento de Linhas de Transmissão, e o Guia de Procedimentos do Licenciamento Ambiental Federal lançado em 2021. Padronização de exigências ajuda no processo de segurança técnica e jurídica.– A possibilidade já adotada em vários estados e no próprio IBAMA, observado parâmetros de enquadramento, de licenciamento mediante Relatórios Ambientais Simplificados- RAS, ou instrumentos equivalentes, e a possibilidade de licenciamento em fases concomitantes, por ex: LP e LI+LO– A existência de órgãos de acompanhamento de todo o processo de licenciamento e construção de ativos dos sistemas de transmissão é feito no âmbito da Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos (SPPI) PPI do ministério da Economia e na Assessoria Especial de Meio Ambiente – AESA do MME.
No entanto, quando se observam os processos de implantação de ativos do sistema de transmissão, muitas questões de natureza ambiental continuam presentes, impactando severamente o processo, como passagens das linhas por áreas protegidas, estaduais e federais, inclusive em áreas de amortecimento, reservas legais averbadas, áreas de preservação permanente, terras indígenas, quilombolas, geraizeiros, barranqueiros etc. Em muitas situações o processo negocial acaba sendo feito com diversos outros atores, além do órgão licenciador oficial, muitas vezes com o envolvimento de ONGs e Ministérios Públicos.
O custo fundiário é fator de alto risco, observado um crescente uso de alto valor agregado para os espaços territoriais, sejam urbanos com loteamentos, áreas industriais, sejam rurais com produção de alta tecnologia de produtos agrícolas e pecuários.
A enorme quantidade de ativos licitados em curtos períodos de tempo, tem criado conflitos com os gestores dos espaços territoriais, muitas vezes não equacionados de forma harmônica, apenas com o uso da DUP, Declaração de Utilidade Pública, emitida pela ANEEL.
Não obstante, o poder concedente ter disciplinado nos documentos que compõem os editais a questão do risco ambiental como de responsabilidade do empreendedor, destaca-se ainda, que os corredores de traçado que compõem o relatório R3 -que é documento constante do edital- possuem traçados sugestivos, podendo a transmissora proponente ter a liberdade para estabelecer o melhor traçado, mesmo que fique fora do corredor de referência.Todavia, alterações de traçados, novas variantes sugeridas, podem implicar na realização de novos estudos, ambientais e fundiários, novas negociações, além de se apresentarem com mais frequência, problemas associados à distâncias técnicas para circuito que convivem com traçados próximos.
Embora o processo licitatório contemple atenuantes de responsabilidade e penalidade ao empreendedor quando o órgão ambiental atrasar a emissão das licenças além dos prazos legais, do ponto de vista do plano de negócios, todo empreendedor ao bidar nos leilões, oferecendo deságios, deseja implantar seu empreendimento no menor prazo possível e auferir o rendimento de sua RAP ofertada.
Quando se fazem reflexões sobre a eficácia do modelo de licenciamento em geral, e em especial para os sistemas de transmissão, é preciso pontuar sempre que a boa qualidade dos estudos ambientais, elaborados por empresas competentes, com profissionais qualificados, e dentro de preços adequados, garante agilização na análise dos documentos técnicos.
No entanto um dos maiores gargalos no processo de licenciamento ambiental dos sistemas de transmissão, quando se analisam de forma conjunta os seguintes aspectos:– Expectativas da obtenção da licença por parte do empreendedor observado seu plano de negócios– Os prazos legais do processo de licenciamento ambiental– O relacionamento com as partes relacionadas ao processo de implantação das LTs É, ao nosso ver, a necessidade de fortalecimento das equipes responsáveis pela análise dos Estudos, a definição de condicionantes e obrigações e a emissão das licenças.
Mesmo com a melhoria contínua dos procedimentos, observada a demanda elevada de novos empreendimentos ofertados nos leilões recentes e nos que virão, urge o fortalecimento das equipes técnicas em quase todos os órgãos estaduais e no IBAMA.O Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico-FMASE entidade que congrega cerca de 20 associações setoriais defende algumas sugestões que objetivam a melhoria dos ritos que envolvem o crescimento de nossa malha de transmissão, sob a ótica ambiental a saber:• Licitação dos empreendimentos de transmissão pelo poder concedente após obtidas as respectivas licenças prévias – LP, ambientais, como ocorre com os empreendimentos de geração, o que permitiria sensível redução de riscos associados a prazos e custos do processo.• Criação e estruturação de Balcão único Licenciamento Ambiental, com avaliação concomitante do licenciamento pelos órgãos auxiliares como Iphan, Funai, Fundação Palmares.
É através dos leilões que o governo expande e conecta a malha de transmissão do país elevando, dessa forma, seu nível de confiabilidade e reduzindo riscos de interrupção de grandes blocos de energia, e é necessário que todo o processo possa ser agilizado, beneficiando o país com um insumo essencial para todas as atividades econômicas, melhoria da qualidade de vida e arrecadação de impostos e tributos para o governo.
Enio Fonseca é Conselheiro do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico, FMASE. Ricardo Carneiro é advogado especializado em direito ambiental.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Ibama analisa 88 pedidos de licenciamento ambiental em áreas para instalação de parques eólicos offshore.
Diante das tendências globais para desvencilhar a produção de energia da emissão de carbono e migrar para as fontes renováveis, o Brasil tem sido visto como um oásis para a instalação de eólicas offshore (em alto mar), uma das mais potentes formas de geração de energia verde. Atualmente, o país não conta com usinas desse tipo e nem um marco regulatório para esses empreendimentos, mas estudos em andamento indicam que o Brasil pode aumentar sua capacidade eólica em 10 vezes caso decida se voltar para o mar.
Hoje, o país conta com 830 parques eólicos onshore (em terra) com uma capacidade de 22,6 gigawatts. Os estudos em andamento para a implantação de parques offshore já somam um potencial de 212 gigawatts. Até o momento, o Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente) analisa 88 pedidos de licenciamento ambiental em regiões propicias para instalação das offshores.
O Ceará é o Estado com mais pedidos de licenciamento, são 26. O projeto mais ambicioso também está localizado no Estado. O Alpha, da Alpha Wind, fala em entregar 400 aerogeradores e uma capacidade de produzir 6 gigawatts. O 2º Estado com mais estudos é o Rio Grande do Sul (25), seguido pelo Rio Grande do Norte (13).
A empresa com mais pedidos realizados é a Petrobras. Na 4ª feira (13.set.2023), a estatal anunciou que está interessada em 10 áreas com potencial para instalação de offshores. A Petrobras também tem uma parceria com a Equinor que mira mais 6 regiões.
Apesar do otimismo aparente, a discussão em torno da construção de parques eólicos no país ligou o alerta de especialistas do setor elétrico, que entendem fazer mais sentido expandir a matriz eólica onshore. Isso porque as usinas no mar têm um custo de produção e transmissão muito superior, além de uma geração elétrica altíssima, que não se traduz na demanda brasileira.
Ao Poder360, o sócio fundador do CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura), Bruno Pascon, explicou que os projetos de eólicas offshore precisam produzir uma quantidade grande de energia para ser viável economicamente. Os países que contam com essas usinas –Inglaterra, Noruega e Holanda– tiveram um subsídio forte do governo no desenvolvimento desses empreendimentos, o que é uma necessidade nessas localidades que não têm a extensão territorial como a do Brasil.
“A grande questão da eólica offshore vai além do custo de transmissão. É que para ter escala econômica, são projetos que tem que ter uma capacidade instalada muito alta”, argumentou. “Para sso se viabilizar é uma quantidade de energia que, a depender do tamanho do mercado, não se justifica”, disse Pascon.
Uma desvantagem das onshores é que elas precisam ser instaladas em locais isolados para não provocar uma alta poluição sonora aos moradores. A grande maioria dos países europeus não tem espaço suficiente para desenvolver um grande sistema eólico onshore, mas esse não seria o caso do Brasil. Diante disso, Pascon avalia que é muito mais interessante para o Brasil aumentar sua infraestrutura eólica terrestre. Além de um custo de produção e transmissão mais baixo, o país está longe de ter alcançado todo seu potencial nessa modalidade e não tem necessidade se inundar o sistema brasileiro com energia mais cara.
Segundo a ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica), o Brasil tem uma capacidade de produzir 800 GW de energia eólica em terra. Esse número coloca o país em um patamar de só 2,8% de todo seu potencial onshore.
Por Poder 360.

Enoh Ebong, diretora da USTDA, vê país como lider no uso de energias limpas e se impressionou com nível de detalhe das demandas feitas pelas autoridades daqui.
Enoh Ebong abriu uma exceção ao Brasil. Diretora da Ustda, a agência do governo americano voltada para comércio e desenvolvimento, ela costuma ficar apenas dois ou três dias em cada país nas viagens a trabalho. No Brasil, vai permanecer uma semana inteira.
Por aqui, Ebong visitou Brasília, São Paulo e Rio de Janeiro. Teve encontros com autoridades como a ministra Esther Dweck, da gestão e inovação, com o diretor da Aneel, Sandoval Feitosa, o governador de São Paulo, Tarcísio de Freitas, e autoridades do governo e da prefeitura do Rio de Janeiro.
Ebong conversou com a EXAME durante sua passagem por São Paulo. Ela anunciou que a Ustda fará viagens técnicas para levar brasileiros para conhecerem tecnologias americanas em energia limpa e ferrovias.
Quais os objetivos de sua visita ao Brasil?
Como diretora da Ustda, estou visitando o Brasil com uma meta em mente. Quero, com base nos nossos 30 anos de parceria com o setor público e privado no Brasil, contribuir para o desenvolvimento de projetos de infraestrutura identificados como prioridades. A Ustda é a agência do governo dos EUA com uma missão dupla de avançar o desenvolvimento de infraestrutura sustentável em países parceiros como o Brasil, e ao mesmo tempo, gerar oportunidades de exportação para os EUA.
A Ustda provê fundos para estudos de viabilidade, assistência técnica e projetos-piloto, que são ferramentas críticas para atrair financiamento e lançar tecnologias inovadoras. Também financiamos parcerias entre o governo e atores privados para apoiar a infraestrutura do Brasil e as metas de desenvolvimento.
Desde nossa criação, em 1992, a Ustda financiou mais de 300 projetos de infraestrutura no Brasil, em setores que incluem energia limpa, transporte, estrutura digital e de saúde. Nosso portfólio atual consiste em atividades desenhadas para ajudar a destravar o financiamento de projetos prioritários de infraestrutura no Brasil.
Qual o peso do Brasil para as ações da Ustda hoje?
O Brasil foi o único país onde vou passar uma semana inteira. Nunca costumo ficar mais do que dois ou três dias na maioria dos países. Reconheço o Brasil como um mercado importante. É um grande país. A trajetória do nosso portfólio aqui demanda que eu passe tempo aqui para ouvir, entender e se conectar com nossos parceiros e para garantir que nosso programa está se desenvolvendo da melhor forma possível.
Neste ano, visitei muitos países, não só na América Latina, mas no Indo-Pacífico, África subsaariana, Oriente Médio, Leste Europeu. O presidente Biden tem sido bem claro que precisamos nos engajar com nossos países parceiros, e você não pode criar parceria estando em Washington o tempo todo, certo? Você tem que ir visitar os parceiros e passar tempo com eles.
Após visitar tantos países, o que viu de pontos positivos no Brasil e de coisas que o país precisa melhorar?
O Brasil está liderando em muitos caminhos. Destaco o imenso uso de energias renováveis, por conta das hidroelétricas, e vocês estão também trazendo solar e vento. É fenomenal. Vocês estão também pensando à frente nas reuniões que tive, incluindo com o Ministério do Planejamento e a Aneel. Há um grande senso de planejamento do que precisa ser feito para melhorar a infraestrutura em benefício das pessoas. Fiquei impressionada pelo nível de detalhes com que as pessoas têm trazido suas prioridades.
O Brasil está à frente em seu senso de planejamento e em entender as prioridades e necessidades. Está sendo muito específico conosco. Em termos do que mais precisa ser feito, há coisas como modernizar as redes de energia. Temos uma série de projetos focados em smart grids, para que as redes possam receber energias de novas fontes renováveis.
Nosso papel é identificar áreas onde a tecnologia pode fazer a diferença, mas não é só trazer a tecnologia. É entender como aplicar e adaptar para necessidades específicas. É trazer a expertise, mas entender que há expertise aqui também. Estamos trabalhando juntos. Não podemos vir aqui e prover expertise em um vácuo. Temos de fazer isso em parceria com a expertise que encontramos aqui no terreno. Esse é o caminho para que os projetos tenham sucesso.
Quais novas iniciativas foram fechadas durante a visita?
Nossas últimas parcerias incluem futuras visitas técnicas nos setores de energia limpa e transporte ferroviário, que levarão dezenas de representantes do setor público e privado para os Estados Unidos. Eles irão se encontrar com financiadores, fornecedores, especialistas em regulação e políticas para aprender mais sobre as últimas tecnologias dos EUA e práticas para apoiar as prioridades do Brasil.
Vamos trabalhar com nossa embaixada e nossos hosts para identificar quem serão os melhores representantes que podem tirar o máximo das viagens, tanto no setor público quanto privado. Estamos próximos do momento em que os representantes serão definidos, mas é um processo no qual queremos ter certeza de que os parceiros poderão se beneficiar da visita.
Tem mais detalhes sobre como as visitas funcionarão na prática e quando serão realizadas?
Não tenho as datas específicas agora. Mas será uma série de três visitas, ao longo do próximo ano, ano e meio, dois no máximo.
Primeiro, haverá uma visita em nossa agência, onde eu receberei os representantes. E então temos uma seleção de agências do governo dos EUA que estão envolvidas em financiamento de infraestrutura e práticas regulatórias, para a troca de informações. Depois teremos visitas às empresas americanas. Eles verão tecnologias com a visão de dentro. Vamos levá-los a diferentes cidades e empresas. Os convidados também terão a oportunidade de fazer apresentações de seus projetos para as empresas e financiadores americanos. Isso dá a oportunidade para fazer conexões, elaborar ideias e talvez desenvolver projetos para algumas delas.
Também achamos importante falar sobre compras públicas, então provavelmente teremos conversas entre os representantes [brasileiros] e especialistas em licitações, para que eles possam entender melhor técnicas como determinação de melhor valor e análise do custo de ciclo de vida.
Por que há prioridade para os setores de energia limpa e trens?
Ambos os presidentes [do Brasil e dos EUA] têm falado sobre a importância do clima e sobre energia limpa. Várias novas tecnologias estão sendo desenvolvidas para tentar criar soluções para os desafios existentes. Assim, neste momento, este é um setor muito importante para nós. Somos uma agência muito orientada pelas demandas de dois grupos, um do setor público e privado dos países parceiros e outro da indústria americana, que busca parcerias para prover expertise de projetos no Brasil. Temos ouvido de forma clara: clima é importante e energia é importante. Então estamos tentando facilitar este tipo de troca de conhecimento. A demanda aqui é forte e temos companhias americanas que estão excitadas com este mercado. Então, queremos colocar os dois lados juntos.
Por Exame.

Enoh Ebong, diretora da USTDA, vê país como lider no uso de energias limpas e se impressionou com nível de detalhe das demandas feitas pelas autoridades daqui.
Enoh Ebong abriu uma exceção ao Brasil. Diretora da Ustda, a agência do governo americano voltada para comércio e desenvolvimento, ela costuma ficar apenas dois ou três dias em cada país nas viagens a trabalho. No Brasil, vai permanecer uma semana inteira.
Por aqui, Ebong visitou Brasília, São Paulo e Rio de Janeiro. Teve encontros com autoridades como a ministra Esther Dweck, da gestão e inovação, com o diretor da Aneel, Sandoval Feitosa, o governador de São Paulo, Tarcísio de Freitas, e autoridades do governo e da prefeitura do Rio de Janeiro.
Ebong conversou com a EXAME durante sua passagem por São Paulo. Ela anunciou que a Ustda fará viagens técnicas para levar brasileiros para conhecerem tecnologias americanas em energia limpa e ferrovias.
Quais os objetivos de sua visita ao Brasil?
Como diretora da Ustda, estou visitando o Brasil com uma meta em mente. Quero, com base nos nossos 30 anos de parceria com o setor público e privado no Brasil, contribuir para o desenvolvimento de projetos de infraestrutura identificados como prioridades. A Ustda é a agência do governo dos EUA com uma missão dupla de avançar o desenvolvimento de infraestrutura sustentável em países parceiros como o Brasil, e ao mesmo tempo, gerar oportunidades de exportação para os EUA.
A Ustda provê fundos para estudos de viabilidade, assistência técnica e projetos-piloto, que são ferramentas críticas para atrair financiamento e lançar tecnologias inovadoras. Também financiamos parcerias entre o governo e atores privados para apoiar a infraestrutura do Brasil e as metas de desenvolvimento.
Desde nossa criação, em 1992, a Ustda financiou mais de 300 projetos de infraestrutura no Brasil, em setores que incluem energia limpa, transporte, estrutura digital e de saúde. Nosso portfólio atual consiste em atividades desenhadas para ajudar a destravar o financiamento de projetos prioritários de infraestrutura no Brasil.
Qual o peso do Brasil para as ações da Ustda hoje?
O Brasil foi o único país onde vou passar uma semana inteira. Nunca costumo ficar mais do que dois ou três dias na maioria dos países. Reconheço o Brasil como um mercado importante. É um grande país. A trajetória do nosso portfólio aqui demanda que eu passe tempo aqui para ouvir, entender e se conectar com nossos parceiros e para garantir que nosso programa está se desenvolvendo da melhor forma possível.
Neste ano, visitei muitos países, não só na América Latina, mas no Indo-Pacífico, África subsaariana, Oriente Médio, Leste Europeu. O presidente Biden tem sido bem claro que precisamos nos engajar com nossos países parceiros, e você não pode criar parceria estando em Washington o tempo todo, certo? Você tem que ir visitar os parceiros e passar tempo com eles.
Após visitar tantos países, o que viu de pontos positivos no Brasil e de coisas que o país precisa melhorar?
O Brasil está liderando em muitos caminhos. Destaco o imenso uso de energias renováveis, por conta das hidroelétricas, e vocês estão também trazendo solar e vento. É fenomenal. Vocês estão também pensando à frente nas reuniões que tive, incluindo com o Ministério do Planejamento e a Aneel. Há um grande senso de planejamento do que precisa ser feito para melhorar a infraestrutura em benefício das pessoas. Fiquei impressionada pelo nível de detalhes com que as pessoas têm trazido suas prioridades.
O Brasil está à frente em seu senso de planejamento e em entender as prioridades e necessidades. Está sendo muito específico conosco. Em termos do que mais precisa ser feito, há coisas como modernizar as redes de energia. Temos uma série de projetos focados em smart grids, para que as redes possam receber energias de novas fontes renováveis.
Nosso papel é identificar áreas onde a tecnologia pode fazer a diferença, mas não é só trazer a tecnologia. É entender como aplicar e adaptar para necessidades específicas. É trazer a expertise, mas entender que há expertise aqui também. Estamos trabalhando juntos. Não podemos vir aqui e prover expertise em um vácuo. Temos de fazer isso em parceria com a expertise que encontramos aqui no terreno. Esse é o caminho para que os projetos tenham sucesso.
Quais novas iniciativas foram fechadas durante a visita?
Nossas últimas parcerias incluem futuras visitas técnicas nos setores de energia limpa e transporte ferroviário, que levarão dezenas de representantes do setor público e privado para os Estados Unidos. Eles irão se encontrar com financiadores, fornecedores, especialistas em regulação e políticas para aprender mais sobre as últimas tecnologias dos EUA e práticas para apoiar as prioridades do Brasil.
Vamos trabalhar com nossa embaixada e nossos hosts para identificar quem serão os melhores representantes que podem tirar o máximo das viagens, tanto no setor público quanto privado. Estamos próximos do momento em que os representantes serão definidos, mas é um processo no qual queremos ter certeza de que os parceiros poderão se beneficiar da visita.
Tem mais detalhes sobre como as visitas funcionarão na prática e quando serão realizadas?
Não tenho as datas específicas agora. Mas será uma série de três visitas, ao longo do próximo ano, ano e meio, dois no máximo.
Primeiro, haverá uma visita em nossa agência, onde eu receberei os representantes. E então temos uma seleção de agências do governo dos EUA que estão envolvidas em financiamento de infraestrutura e práticas regulatórias, para a troca de informações. Depois teremos visitas às empresas americanas. Eles verão tecnologias com a visão de dentro. Vamos levá-los a diferentes cidades e empresas. Os convidados também terão a oportunidade de fazer apresentações de seus projetos para as empresas e financiadores americanos. Isso dá a oportunidade para fazer conexões, elaborar ideias e talvez desenvolver projetos para algumas delas.
Também achamos importante falar sobre compras públicas, então provavelmente teremos conversas entre os representantes [brasileiros] e especialistas em licitações, para que eles possam entender melhor técnicas como determinação de melhor valor e análise do custo de ciclo de vida.
Por que há prioridade para os setores de energia limpa e trens?
Ambos os presidentes [do Brasil e dos EUA] têm falado sobre a importância do clima e sobre energia limpa. Várias novas tecnologias estão sendo desenvolvidas para tentar criar soluções para os desafios existentes. Assim, neste momento, este é um setor muito importante para nós. Somos uma agência muito orientada pelas demandas de dois grupos, um do setor público e privado dos países parceiros e outro da indústria americana, que busca parcerias para prover expertise de projetos no Brasil. Temos ouvido de forma clara: clima é importante e energia é importante. Então estamos tentando facilitar este tipo de troca de conhecimento. A demanda aqui é forte e temos companhias americanas que estão excitadas com este mercado. Então, queremos colocar os dois lados juntos.
Por Exame.

Brasil de vocação hídrica deveria aproveitar melhor seu potencial não só para gerar energia mais firme e barata para o consumidor. A nossa matriz elétrica é 85% vinda de fontes limpas e renováveis.
A Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados debateu nesta quarta-feira (13) a questão da transição energética e a importância da expansão das hidrelétricas com reservatórios, numa reunião extraordinária que contou com a presença de autoridades e especialistas do setor público e privado.
O Brasil como País de vocação hídrica deveria aproveitar melhor seu potencial não só para gerar energia mais firme e mais barata para o consumidor. A nossa matriz elétrica é 85% vinda de fontes limpas e renováveis, e a geração hidráulica responde por pouco mais de 50% deste total.
As hidrelétricas são atualmente a grande bateria natural de todo o sistema elétrico. Foram os seus reservatórios que possibilitaram que as novas renováveis como eólica e solar se expandissem dentro do Brasil e hoje se observa a participação da fonte hidráulica decaindo cada vez mais em nossa matriz. A projeção da EPE para 2050 é que a hidrelétrica fique apenas em 30% da matriz, quando num passado recente já foi de cerca de 90%.
Uma questão preocupante discutida no evento é o movimento de demonização ambiental que as hidrelétricas passam no Brasil e isso precisa ser mais bem compreendido. Já não há previsão de grandes usinas no planejamento futuro do setor, parte desta situação estaria creditada à complexidade do processo de licenciamento ambiental e de uma campanha permanente feita contra esta fonte, ignorando seus benefícios econômicos e ambientais, visto ser a fonte com menor emissão de gases efeito estufa, contribuindo para a transição energética e mudanças climáticas, dentre outros usos.
Além da importância das usinas hidrelétricas num contexto de uso múltiplo de seus reservatórios, merece destaque uma das finalidades de reservatórios de grande porte, que é o controle de cheias, tema em discussão recente com as grandes enchentes que acontecem no Sul do Brasil.
Dados do governo mostram que os municípios que possuem Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH, possuem no seu vetor de desenvolvimento social, uma variação positiva de indicadores econômicos uma melhoria significativa, quando comparados a outros sem PCH. Nos primeiros, a renda per capta é 38% maior, o IDH-M é 19,9% maior e o índice emprego-renda é 13,6% maior.
A importância dessa audiência pública se deu nesse contexto. O muito que existe ainda no Brasil de potencial hidráulico precisa ser viabilizado, no planejamento energético governamental, pensando num futuro próximo em como manter nossa matriz elétrica de energia firme, renovável, firme e com menor pegada de carbono de todas as fontes, de maior vida útil e mais barata ao consumidor e ainda promovendo segurança hídrica, segurança energética, alimentar, com preços justos para a população.
Também os estímulos governamentais associados a incentivos e benefícios fiscais, impostos, deve ser equalizado entre todas as fontes renováveis.
Nossa matriz é diversificada, tem todas as fontes presentes, e isto é um diferencial positivo para nosso País, em momentos de transição energética, tema em que somos referência mundial.
A reunião foi uma iniciativa do deputado Geraldo Mendes, e estiveram presentes a Sra. Christiany Salgado Faria, Diretora do Departamento de Planejamento e Outorgas de Geração de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia, Sra. Ludimila Lima da Silva, Superintendente de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica (SCE) da Agência Nacional de Energia Elétrica, Dra. Cristiana Nepomuceno de Sousa Soares, Advogada especialista em Direito de Energia, Sr. Ênio Fonseca, Conselheiro do Fórum do Meio Ambiente do Setor Elétrico - FMASE, Sr. Charles Lenzi, Presidente Executivo da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa - ABRAGEL;. Sra. Alessandra Torres, Presidente da Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas - ABRAPCH.
Fonte e Imagem: Diário de Minas.

Dados do ONS mostram baixas relevantes na armazenagem em Furnas, Itumbiara e Três Marias e carga em alta sob pressão de El Niño.
A chegada do El Niño, trazendo calor intenso para a região central do país e pressão sobre a carga de energia, além de potencializar o período seco convencional, tem acelerado o uso do armazenamento de alguns dos principais reservatórios de hidrelétricas do país.
Apesar dos cuidados com que o ONS vem operando na preservação dessa energia hidráulica do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, os reservatórios de Furnas, Itumbiara e Três Marias perderam perto de dez pontos percentuais de volume útil no período de um mês entre 14 de agosto, véspera do apagão ainda não 100% decifrado, e 13 de setembro, conforme mostram os dados do operador.
No período, Furnas passou de 98,12%, o que era virtualmente cheio, para 89,68%, uma redução de 8,44 pontos. Itumbiara baixou de 93,37% para 81,71%, ou 11,66 pontos. E Três Marias reduziu de 83,02% para 73,56%, ou 9,46 pontos.
Furnas e Três Marias são cabeceiras das cascatas do rio Grande e do São Francisco, respectivamente, e Itumbiara é um dos mais importantes reservatórios da cascata do Paranaíba, perdendo apenas para Nova Ponte e Emborcação, nos quais se observa uma maior de preservação. No mesmo período, o primeiro foi de 78,40% para 77,30% e o segundo, de 80,63% para 79,23%.
Embora todas as projeções do ONS apontem para céu de brigadeiro no horizonte dos próximos meses, o operador sempre teve o cuidado de ressalvar que para além de janeiro de 2024 as perspectivas devem ser avaliadas à luz do desenvolvimento do próximo período molhado. O ponto de atenção é que os meteorologistas têm sido unânimes em dizer que a atual aparição de El Niño ainda está longe do seu auge de intensidade.
Neste contexto, o desejável seria que o aumento da carga estivesse sendo majoritariamente sustentado por outras fontes, mas não é exatamente o que vem ocorrendo após o apagão e a desconfiança que gerou em termos da capacidade de o sistema de transmissão e suas conexões suportarem os fluxos de renováveis na aceleração que eles vinham apresentando.
Já não se fala em recordes sucessivos de geração eólica. No dia 14/08, uma segunda-feira de carga bem-comportada (71.287 MWmed), a geração eólica contribuiu com 16.558 MWmed, ou 23,23% da geração total do SIN. No mesmo dia, a geração hídrica, incluindo Itaipu, entrou com 38.955 MWmed, ou 54,65%.
Ontem, 13/09, com a carga alcançando 79.086 MWmed e se aproximando da casa dos 80 mil MWmed só atingida até hoje no auge do verão passado (o recorde foi 80.454 MWmed no dia 10 de março), a eólica contribuiu com 13.759 MWmed, ou 17,40% do total, contra 14.490 previstos, e a hídrica entrou com 49.412 MWmed ou 62,48% do total, sempre incluindo Itaipu.
No IPDO de hoje, referente ao balanço de ontem, o ONS informa que a geração eólica no Nordeste foi inferior à prevista “devido a restrição de geração para controle de limites sistêmicos e inequações regionais”.
Informa ainda que de 00h00 a 23h29, ou seja, o dia todo, “houve restrição e limitação de geração eólica no Nordeste para controle de fluxos e inequações regionais” estabelecidas em diversas MOPs (mensagens operacionais), sendo a restrição máxima de 5.778 MW. Houve também restrição à geração solar nordestina, em volume menor (máxima de 561 MW).
Por ora, a geração térmica convencional segue relativamente estável. Na comparação das mesmas datas mencionadas acima, passou de 7.680 MWmed, ou 10,77% do total, para 7.269 MWmed (9,19%).
Fonte e Imagem: Energia Hoje.

A Petrobras protocolou no Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Renováveis (Ibama) pedidos de estudos para dez áreas na costa brasileira, visando a implantação futura de usinas eólicas offshore, disse nesta quarta-feira, 13, o diretor-presidente da companhia, Jean Paul Prates, durante o evento Brazil Wind Power, em São Paulo.
O executivo disse também que a experiência da Petrobras na extração de óleo e gás em alto-mar pode ajudar no desenvolvimento dos projetos. As áreas onde as usinas serão implantadas, afirmou, são relativamente rasas, o que poderia dar ao Brasil vantagens em relação a outros países também em relação à manutenção das usinas. "Temos que ousar como empresa grande, não só porque é estatal, mas por ser uma empresa grande", disse.
Segundo ele, os projetos de geração eólica da estatal, especialmente em alto-mar, têm sido desenvolvidos com responsabilidade e buscando todas as instâncias de aprovação.
Prates afirmou que a estatal já "está pronta para desenvolver o seu negócio offshore", sinalizando que seria necessário apenas dar andamento aos projetos do ponto de vista operacional. O tempo necessário para a efetivação dos projetos é de cinco até oito anos, afirmou.
Ele disse que a empresa está apoiando a instalação de um dos maiores centros de pesquisa de eólicas offshore em Natal, no Rio Grande do Norte, visando a expansão neste segmento. "Petrobras torna-se, hoje, a maior empresa com pedido protocolado junto ao Ibama", comentou.
Prates destacou que a empresa planeja entrar no mercado de energia via eólicas offshore para atender o mercado "independente de como ele estará configurado". "Nós já passamos da fase da autoprodução. Isso é uma dimensão de projeto que é completamente diferente. Estamos falando aqui de realmente chegar chegando, dos maiores projetos de geração de energia offshore do Brasil, então, evidentemente que é para gerar energia para o mercado", afirmou.
Ele mitigou eventuais críticas que parte do mercado financeiro poderia fazer à volta da empresa para a geração de energia, poucos anos após vender seus últimos ativos ao FIP Pirineus, em 2021. "Quando o pré-sal foi descoberto, todo mundo disse que seria inviável. O mercado financeiro é imediatista", comentou.
O presidente da Petrobras disse que não colocaria a empresa em "negócios malucos" e destacou que, além de ganhos financeiros, os projetos devem trazer vantagens tecnológicas e conhecimento sobre a atuação nesse segmento. "Vamos fazer uma transição energética com responsabilidade. Não se pode brincar com a Petrobras e colocá-la em projeto maluco."
Projetos protocolados
O gerente executivo de energia renovável da Petrobras, Daniel Pedroso, afirmou que a estatal tem protocolado 23 GW (gigawatts) de projetos em eólicas offshore. Segundo o executivo, a empresa já realizou um trabalho em conjunto com a Equinor por mais de 14 GW no mesmo modelo de negócios.
O gerente executivo de energia renovável da Petrobras acrescentou que está avaliando locais de potencial mais avançado e com pré-avaliação para futuras instalações de eólicas offshore.
Segundo Pedroso, do ponto de vista estratégico, a Petrobras também estuda a possibilidade de instalações de aerogeradores em águas rasas. "É importante olharmos para além de águas profundas", disse o executivo.
Em relação à energia eólica onshore (em terras), o executivo apontou que o Brasil produz atualmente 29 GW de energia eólica onshore.
A Petrobras também estuda aproveitar parte da geração de energia para alimentar suas plataformas de exploração e produção, acrescentou Pedroso. Ele assinalou ainda que a estatal almeja o desenvolvimento da geração de energia na Margem Equatorial.
Aquisição de parques eólicos
O diretor executivo de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Mauricio Tolmasquim, acrescentou que a empresa tem planejado a realização de ações no curto, médio e longo prazos para o desenvolvimento da produção de energia elétrica a partir da matriz eólica no Brasil.
Para o curtíssimo prazo, Tolmasquim afirmou que a estatal está "analisando propostas de aquisições de parques eólicos" e que as iniciativas onshore (em terra) "podem já se transformar em realidade antes de 2025?. O executivo ressaltou, contudo, que as energias offshore estão programadas para um período mais adiante.
Ele afirmou que a empresa não investirá em projetos que não sejam rentáveis ao comentar a entrada da empresa no mercado de energia eólica offshore. "Essa fase é de estudar a área, os ventos, depois vem a fase dos custos, do capex e aí vamos avaliar a viabilidade. A Petrobras só entra em projetos quando o valor presente líquidos é positivo. A Petrobras não investirá se não for rentável, agora, a gente só vai saber isso depois que fizer os estudos", disse.
A empresa anunciou mais cedo uma parceria com a Weg para produção de um aerogerador de sete megawatts (MW) visando desenvolver expertise para equipamentos de maior porte a serem utilizados no mercado de eólicas offshore. A Petrobras investirá R$ 130 milhões, nos próximos 25 meses, no projeto que já está em andamento pela Weg.
Para a determinação da viabilidade será necessário avaliar os projetos, os custos de equipamentos e o preço da energia. "Neste momento, a gente não sabe, é um primeiro passo".
Tolmasquim afirmou que, embora a demanda seja uma preocupação que tem sido apontada por alguns grupos, a tendência é que, com a descarbonização global e adoção de iniciativas de eletrificação e potencial produção de hidrogênio verde, o consumo tende a aumentar exponencialmente. "Tem um mundo que vai demandar energia elétrica e a questão vai ser outra: de onde vamos tirar tanta energia, e não estou falando nem de carro elétrico."
Fonte e Imagem: Brodcast.

Nos últimos anos se popularizou o conceito de desenvolvimento sustentável e a necessidade de olhar sobre como estabelecer um modelo econômico mais adequado ao equilíbrio ecológico.
A primeira hidrelétrica entrou foi inaugurada em 1883 no município de Diamantina/MG, sua função era abastecer uma mineradora. Seis anos depois, também em Minas Gerais, entrou em operação a primeira grande usina hidrelétrica da América Latina. Em 1984, houve a inauguração da Usina Hidrelétrica de Itaipu, que por muito tempo foi a maior usina do mundo e é considerada emblemática acerca da opção brasileira por esse tipo de matriz energética.
Nos últimos anos, em especial no período pós Rio-92, ano em que se popularizou o conceito de desenvolvimento sustentável e a necessidade de olhar sobre como estabelecer um modelo econômico menos consumista e mais adequado ao equilíbrio ecológico. Começou-se, então, a discutir os impactos socioambientais causados pelo modelo tradicional das usinas hidrelétricas e buscar novas formas de geração de energia. Foi possível acompanhar a evolução da matriz energética mundial e brasileira e perceber o crescimento das matrizes solar e eólica.
É preciso reforçar, no entanto, que nenhum tipo de matriz energética é perfeito. No caso da solar e da eólica temos o fato de que: apesar de serem renováveis, são intermitentes, sua geração depende do sol e do vento, não é possível – ainda – armazenar o “excedente”.
Por outro lado, a matriz hidrelétrica garante a previsibilidade da oferta de energia, conseguindo atender a demanda quando as demais fontes estão indisponíveis.
A emissão de gases de efeito estufa também é um grande benefício da matriz hidráulica. Pesquisas independentes informam que nos últimos 50 anos, as usinas hidrelétricas conseguiram evitar a emissão de mais de 100 bilhões de toneladas de C02 na atmosfera.
Em termos de grandeza: isso é o equivalente a 20 anos da emissão anual atual de gás carbônico pelos EUA. Destaca-se, portanto, que estamos falando de uma energia muito limpa em termos de emissão de Gases de Efeito Estufa.
Tem-se, entretanto, uma grande preocupação acerca de dos impactos socioambientais que envolvem a construção e operação de grandes usinas hidrelétricas. Como uma das estratégias para mitigá-los, foi criado um Padrão de Sustentabilidade para Energia Hidrelétricas.
A norma abrange 12 tópicos ESG considerados os mais relevantes para o setor e os divide em níveis de desempenho: práticas adequadas (requisitos mínimos) e práticas exemplares (requisitos avançados). Cada tópico possui seus próprios princípios e declarações de escopo para fornecer clareza sobre a intenção e os resultados desejados na avaliação do tópico.
A primeira usina a receber a certificação está localizada no Tajiquistão e representou um marco para que essa matriz energética seja vista como essencial para o atingimento da meta 7 dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentáveis da ONU (Energia Limpa e Acessível).
Fonte e Imagem: Itatiaia.

Valores no Norte e Nordeste chegam a ser o dobro do observado no Sul e Sudeste; segundo diretor da agência, ideia é parar de ter a postura de só calcular a tarifa e pensar no que pode mudar.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prepara um estudo técnico sobre as tarifas de energia no País a ser apresentado ao Ministério de Minas e Energia (MME) e ao Congresso Nacional. O estudo conterá propostas que possam favorecer a redução das distorções tarifárias e tornar as contas de luz mais “equânimes” em todo o País, informou o diretor da agência Ricardo Tili.
Em meio a um cenário de altos valores das tarifas de energia, especialmente no Norte/Nordeste, onde os valores chegam a ser o dobro do observado no Sul/Sudeste, os diretores da agência decidiram trabalhar em uma proposta com o que a Aneel entende ser “o melhor para o setor”. “A ideia é parar de ter a postura de só calcular (a tarifa) e pensar o que podemos fazer para mudar”, disse Tili, após comentar sobre as “pedradas” que a agência leva a cada vez que calcula os reajustes tarifários.
Na terça-feira, 13, a Aneel abriu consulta pública para discutir uma revisão tarifária com reajuste médio de 44% no Amapá.
Tili justificou que a Aneel apenas segue as regras e faz os cálculos. “Faz política pública quem tem voto, eu não tive voto, mas posso propor, explicar, sugerir”, disse.
O estudo é conduzido pela área técnica da Aneel e ainda deve ser encaminhado a outros diretores para receber sugestões. Tili disse que a intenção é apresentar o estudo em tempo de contribuir na discussão da Lei Geral de Energia, como vem sendo chamado o projeto de lei em gestação no MME com novas regras e com o qual o ministro Alexandre Silveira promete atacar os subsídios nas tarifas de energia.
Entre as sugestões está a revisão da lei que previa equalizar o encargo Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) até 2030. Silveira já sinalizou a intenção de mexer na CDE, mas no sentido de repassar parte das políticas públicas hoje bancadas pelo fundo para o Orçamento Geral da União. Para Tili, entre as políticas que poderiam ser repassadas estaria a tarifa social. “A gente entende que isso seria uma política pública de assistência do Estado ao consumidor e, na minha visão, isso deveria ser pago com instrumento de caixa da União e não do consumidor de energia elétrica”, disse.
Fonte e Imagem: Estadão.

Alexandre Silveira, ministro de Minas e Energia, participa de evento sobre energia eólica em São Paulo.
Em evento sobre energia eólica em São Paulo, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que as energias renováveis podem impulsionar o processo de reindustrialização do Brasil.
O ministro lembrou que o desenvolvimento do setor eólico no Brasil, hoje, conta com mais de 26 gigawatts (GW) de capacidade instalada em energia eólica distribuídos em mais de 900 parques eólicos, por conta das políticas de incentivo iniciadas no Programa de Incentivo a Fontes Alternativas (Proinfa).
O setor eólico no Brasil prevê que a capacidade instalada inserida no Sistema Interligado Nacional (SIN) terá recorde em 2023 em relação a 2022, que também superou o ano de 2021. Silveira acrescentou ainda que o desenvolvimento de eólica offshore — modalidade de geração de eletricidade em alto-mar — tem condições de apoiar o desenvolvimento e a produção do hidrogênio verde a fim de que o país deixe para trás a dependência de fertilizantes.
“Neste eixo, o Brasil prevê mais de R$ 600 bilhões em ações do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), que inclui acabar com a pobreza energética (...). “Já anunciamos mais de R$ 30 bilhões em projetos de hidrogênio verde”.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Entre as ideias está a extensão de prazo para geradores que não conseguiram atender aos prazos da lei 14.120 para conectar ao SIN.
O governo federal continua com o objetivo de enviar ao Congresso Nacional um projeto que contempla uma série de novas regras para o setor elétrico. Essa ideia vem sendo chamada de lei geral da energia. Tem como meta criar novas políticas que visam reduzir a tarifa de energia no país.
Uma das formas, explicou o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, passa por uma proposta que estende a autorização para aqueles investidores que tem projetos, mas não tem conexão para escoar a energia renovável. Esse projeto que estende o prazo estabelecido nas regras da lei 14.120 para investidores com a outorga para que possam ligar seus projetos ao SIN. Esse projeto deverá ser apresentado até o final de 2023.
“Não podemos deixar de reconhecer que precisamos nos adequar para ampliar o parque de energias limpas e renováveis para sermos os protagonistas de forma inclusiva”, comentou o ministro.
“Essa ideia é a de chegar àqueles investidores sérios e comprometidos em fazer os investimentos. Eles terão sim, por parte do governo todo o bom senso e trabalho para que possam ligar seus projetos. Nossa ideia é a de separa o joio do trigo, ou seja, não para aqueles que não têm condições de colocar em pé um projeto”, afirmou o ministro em entrevista após sua participação no Brazil Windpower 2023, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia, by Informa Markets, ABEEólica e GWEC.
Outro ponto que Silveira destacou é a apresentação ao CN de um projeto de lei amplo que tem como objetivo debater a garantia de suprimento de energia associado à modicidade tarifária. Essa ideia, inclusive, foi revelada pelo próprio ministro em evento realizado em São Paulo no final de julho. Ele aproveitou para criticar o último governo, pois esse projeto seria para trazer mais clareza para o setor no ponto de vista da sinergias.
ONS
Silveira ainda comentou sobre o ONS, e disse que a entidade, que é de direito privado, precisa investir em planejamento e segurança energética. Afirmou que o operador vem atuando em um segmento que vive uma transformação importante com a expansão das fontes limpas e renováveis e que vem ocorrendo de forma rápida em todo o mundo. E que por isso, investimentos nesse sentido são importantes para a segurança do sistema.
Silveira comentou que o MME participará desse processo fornecendo subsídios e apoio ao operador no âmbito do CNPE, grupo do qual o ONS faz parte inclusive. Isso para o país se preparar da melhor forma possível para os próximos anos nesse processo de transição um solo fértil para investimentos em energias limpas.
“O momento é de modernização do sistema e é fundamental que invista em planejamento e segurança energética. É natural que nesse momento estejamos com um despacho mais conservador, mas não podemos deixar de reconhecer que precisamos nos adequar para ampliar o parque de energia limpa e renovável para que sejamos os protagonistas que o mundo espera de nós”, finalizou.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Associação afirma que ampliar subsídios à produção de energia própria elevará custo aos consumidores em R$ 1,6 bi ao ano até 2045.
Um projeto de lei que será apreciado na CAE (Comissão de Assuntos Econômicos) do Senado na 3ª feira (12.set.2023) vem sendo criticado pela Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica) por descumprir acordo entre associações do setor elétrico com a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) e com o Governo Federal, além de provocar um rombo aproximado de R$ 37,5 bilhões a ser pago pelos consumidores da rede elétrica nacional.
Trata-se do PL (Projeto de Lei) 2703 de 2022, que pretende ampliar os subsídios para quem solicitou a adesão ao sistema de geração distribuída – energia elétrica produzida no local de consumo ou próximo a ele. Atualmente, os consumidores que se manifestaram para ingressar no sistema até 7 de janeiro de 2023 não pagam o custo de transmissão e distribuição da energia até 2045. O PL quer estender esse período para quem solicitou a entrada no modelo por mais 6 meses, ou seja, até 7 de julho.
A geração distribuída funciona da seguinte forma: o excedente de quem produz sua própria energia a partir geradores próprios é jogado nas linhas de transmissão de distribuidoras. O modelo mais comum é através de painéis solares. Essas pessoas recebem por isso e não são cobrados pelas distribuidoras pelo uso das linhas. Esse uso é cobrado dos demais consumidores de energia.
Segundo a Abradee, esse movimento é uma quebra de um acordo costurado ao longo de anos por entidades do setor. A associação explica que a inserção de micro-geradores de energia no sistema nacional foi alvo de um extenso debate que resultou na lei 14.300 de 2022. O marco regulamentou que os consumidores com geração distribuída recebam 100% de desconto sobre encargos setoriais, uso da rede de transmissão e de distribuição sobre a parcela compensada.
Esse acordo veio com um preço alto para os consumidores que não aderiram ao modelo, porque o excesso de energia que entra nas redes aumenta a oferta de energia e força as distribuidoras a pagarem o custo da eletricidade e negociarem ao piso mínimo permitido em situações que há sobreoferta de energia.
Esse prejuízo é repassado aos demais consumidores. Até 2045, a Abradee projeta que esses subsídios custarão R$ 201 bilhões e o PL pode acrescentar R$ 1,6 bilhão ao ano nesse montante. Eis a íntegra do relatório (PDF – 410 kB).
“O problema dos subsídios cruzados agora cobra um preço elevadíssimo, provocando uma perversa transferência de renda entre os consumidores sem geração e aqueles que fizeram os investimentos em geração distribuída. Os subsídios cruzados e implícitos na tarifa custarão, aproximadamente, R$ 6,8 bilhões em 2023 aos consumidores sem geração”, diz a Abradee.
Ao Poder360, 0 diretor executivo de regulação da Abradee, Ricardo Brandão, explicou que ampliar o número de consumidores isentos dos custos de transmissão e distribuição pelo período estabelecido no PL 2703 de 2022 aumentará esse rombo em R$ 37,5 bilhões. Isso porque o número de pessoas com geração distribuída tem aumentado ano a ano e essa oferta extra de energia pressionará ainda mais os demais usuários do sistema elétrico.
“Enquanto um paga a transmissão e a distribuição que traz energia lá de longe das hidrelétricas, que produzem quando é de noite e esse usuário da GD não paga. Essa é a origem desses R$ 201 bilhões que serão acrescidos na tarifa do consumidor e, portanto, prorrogar isso só aumenta ainda mais esse custo”, disse Brandão.
Brandão também disse que esse benefício não se sustenta do ponto de vista social e empurra uma tarifa elétrica cada vez mais cara aos consumidores de baixa renda. O executivo afirmou que a maioria das pessoas que aderem à geração distribuída tem uma renda elevada e por isso conseguiram instalar seus equipamentos, ao passo que os demais ficam escanteados para pagar o resto da conta.
“É um impacto perverso, porque a gente viu nessa corrida que quem solicitou GD nos últimos 12 meses nessa transição são os consumidores de alta e altíssima renda. Consumidores com perfil de renda do nível A e AA. Esse consumidor não precisa desse beneficio e transfere bastante impacto na tarifa dos pequenos consumidores”, acrescentou o presidente da Abradee.
O Poder360 entrou em contato com o autor do projeto de lei, o deputado Celso Russomanno (Republicanos-SP) para ouvir o outro lado deste debate e as motivações da medida, mas não teve resposta até a publicação desta matéria. O espaço segue aberto para manifestação.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Além de apontar as causas do apagão de 15 agosto, o Relatório de Análise de Perturbação (RAP) pode ajudar a solucionar questões relacionadas ao planejamento energético do Brasil, contribuindo para o aprimoramento da operação, do planejamento e da implementação de novos parques e usinas. A informação é de Luiz Carlos Ciocchi, diretor-geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), que afirmou a jornalistas que o relatório final será concluído dentro do prazo de 45 dias, até 17 de outubro.
“Estamos falando de fenômenos absolutamente elétricos. O entendimento do evento pode trazer luz para o setor elétrico, não somente do ponto de vista da operação do sistema. Por isso, eu declarei, do ponto de vista do planejamento, da operação para a implementação dos novos parques e usinas e para os fabricantes de equipamentos, que também terão que, provavelmente, adaptar os seus equipamentos”, disse Ciocchi durante entrevista na 15° edição do Fórum Latino-Americano de Smart Grid realizado nesta segunda-feira, 11 de setembro.
Segundo o diretor-geral, dados sobre o apagão já foram enviados por empresas envolvidas e estão sendo analisados pelo ONS. Até o momento, essas informações apontam para um desligamento de reguladores de velocidade em usinas próximas a linha de transmissão Quixadá–Fortaleza II, de propriedade da Chesf, no Ceará.
“O trabalho é verificar cada um daqueles reguladores de velocidade, verificar qual é a situação, seja do ponto de vista da informação, do que a gente tem, seja do ponto de vista de como esses reguladores atuaram”, frisou.
Além disso, a abertura da linha redirecionou o fluxo de energia para outras regiões, causando um ‘efeito dominó’.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

Diante do cenário de mudanças climáticas e busca por uma economia de baixo carbono, a participação de fontes renováveis na matriz energética tem aumentado de maneira consistente e ininterrupta. É nesse contexto que tem crescido a quantidade de projetos de energia eólica offshore, com expectativa de aumento global do número de projetos até 2032.
Atualmente, dezenas de processos estão sob a análise do Ibama, órgão ambiental federal responsável pelo licenciamento de projetos de energia em águas marítimas. No entanto, dada a competição pelo referido espaço e os diversos aspectos ambientais envolvidos na definição de uma melhor locação, certamente será necessário o aprimoramento da regulação sobre o tema.
As áreas com potencial de geração offshore são exploradas a partir de cessão de uso, em atendimento ao Decreto Federal 10.946/2022 e à Portaria Interministerial MME/MMA 3/2022. Caso aprovado, o PL 576/2021 tem por objeto principal permitir o desenvolvimento de geração offshore por meio também de outorga, possibilitando inclusive a realização de leilões de blocos, o que trará maior segurança jurídica regulatória aos investidores.
Contudo, à semelhança do que já ocorre com os blocos de petróleo objeto de leilão, é importante que a variável ambiental seja também considerada na definição das áreas offshore para fins de exploração eólica, caso seja adotado esse modelo de licitação.
Também vale lembrar que a locação marítima para a implantação do projeto eólico offshore demandará estudo de alternativa locacional no âmbito da avaliação de impacto, a ser realizada pelo empreendedor privado durante o licenciamento ambiental.
Note-se que existem exemplos de locação marítimas de exploração de óleo e gás cujo licenciamento foi indeferido pelo Ibama (por exemplo, na margem equatorial). Neste caso, é importante atentar para a alocação tanto do risco ambiental no âmbito dos contratos decorrentes de leilões quanto de seus efeitos jurídicos e econômicos na situação de inviabilidade ambiental por restrições inerentes à própria locação marítima, que devem ser diferentes da situação de inviabilidade de projeto causada pela ineficiência de tecnologia de controle proposta para as fases de implantação ou operação.
Dentre os pontos a serem considerados na elaboração dos projetos e avaliados durante o licenciamento, incluem-se aspectos ligados à instalação (como afugentamento de fauna em virtude dos ruídos), à operação (como risco de colisão de aves) e à introdução da infraestrutura (como a criação de ecossistema artificial, i.e., efeito de recife artificial, e riscos à navegação comercial, ao turismo e à mudança da paisagem).
Estes e outros pontos foram incluídos no Termo de Referência Padrão para Estudo de Impacto Ambiental e Relatório de Impacto Ambiental (EIA/Rima) de Complexos Eólicos Marítimos, editado pelo Ibama em 2020, com o objetivo de garantir segurança jurídica às análises e maior proteção ambiental nos processos de licenciamento. Além dos aspectos relacionados às torres de geração propriamente ditas, o TR inclui questões ligadas à infraestrutura acessória, como cabeamento submarino, subestação, rede de transmissão e outros.
De qualquer modo, ainda há necessidade de avanço na regulamentação do uso das áreas offshore, evitando-se a sobreposição de empreendimentos, situação atualmente observada nos processos em licenciamento e a ser considerada nos novos projetos a serem submetidos à apreciação dos órgãos ambientais.
Neste sentido, um planejamento espacial marinho poderá aumentar a segurança jurídica de investimentos em empreendimentos desta natureza, compatibilizando estas atividades com normas de proteção ambiental e de segurança da navegação, e incentivando a criação e o compartilhamento de infraestruturas logísticas offshore, o que beneficiará todas as atividades econômicas desenvolvidas em ambiente marinho.
O que não se pode perder de vista é a necessidade de o aprimoramento da regulação ambiental sobre o tema caminhar de maneira conjunta à possibilidade de expansão célere dos projetos de energia offshore, à segurança jurídica dos investimentos e à minoração dos impactos que poderão decorrer da implantação das futuras estruturas.
Fonte e Imagem: Portal Jota.

Os líderes do G20 concordaram neste sábado em buscar triplicar a capacidade de energia renovável em todo o mundo até 2030 e aceitaram a necessidade de reduzir gradualmente a geração a carvão, mas não chegaram a estabelecer metas climáticas importantes.
As 20 principais economias do mundo têm tido divergências quanto aos compromissos de reduzir o uso de combustíveis fósseis, cortar as emissões de gases de efeito estufa e aumentar as metas de energia renovável.
Um desses pontos de atrito foi a proposta dos países ocidentais de triplicar a capacidade de energia renovável até 2030 e reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 60% até 2035, o que teve a oposição da Rússia, China, Arábia Saudita e Índia durante as reuniões em nível de sherpa, disseram três autoridades à Reuters.
A declaração adotada pelos líderes do G20 no primeiro dia da cúpula de dois dias em Nova Délhi não mencionou o corte das emissões de gases de efeito estufa.
A declaração afirma que os países membros "buscarão e incentivarão esforços para triplicar a capacidade de energia renovável em todo o mundo (...) de acordo com as circunstâncias nacionais até 2030".
Os países membros do G20 juntos são responsáveis por mais de 80% das emissões globais e um esforço cumulativo do grupo para descarbonizar é crucial na luta global contra as mudanças climáticas.
As negociações sobre o clima na cúpula do bloco serão observadas atentamente pelo mundo antes da COP28, cúpula climática da ONU, nos Emirados Árabes Unidos no final deste ano.
O G20 concordou que as "circunstâncias nacionais" serão levadas em conta na redução gradual da "energia a carvão ininterrupta", mas não mencionou a redução do uso de petróleo bruto, sugerindo que países como a Arábia Saudita, rica em petróleo, prevaleceram durante as negociações.
Com relação à redução gradual dos combustíveis fósseis, a declaração afirma que os líderes "reconhecem a importância" de acelerar as medidas que ajudarão na transição para sistemas de energia de baixa emissão, "incluindo a aceleração dos esforços para a redução gradual da energia a carvão não consumida, de acordo com as circunstâncias nacionais".
O bloco não conseguiu chegar a um consenso durante as reuniões ministeriais anteriores sobre meio ambiente e energia. A declaração também não se compromete a atingir os compromissos de zero emissões líquidas mais rapidamente do que em 2050, algo que as nações do G7 estavam pressionando.
Em vez disso, a declaração diz: "Reiteramos nosso compromisso de atingir emissões líquidas zero de gases de efeito estufa/neutralidade de carbono até meados do século, levando em conta os últimos desenvolvimentos científicos e de acordo com as diferentes circunstâncias nacionais".
Também observou a necessidade de se providenciar financiamento sustentável e de baixo custo aos países em desenvolvimento para apoiar a transição para emissões mais baixas.
Fonte e Imagem: Portal UOL.

O projeto da Lei do Mar, pronto para votação no Plenário da Câmara, apresenta algumas soluções para o problema.
Responsável pelo licenciamento dos parques eólicos instalados em alto-mar, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) defendeu a aprovação de um planejamento espacial marinho com regras claras de mitigação e redução dos impactos socioambientais. O tema foi debatido em audiência pública da Comissão de Direitos Humanos da Câmara dos Deputados nesta terça-feira (5).
As eólicas offshore, como são conhecidas, só começaram a ser discutidas no instituto em 2017 e têm amparo nas recentes iniciativas de matriz energética mais diversa e menos poluente, sobretudo em tempos de mudanças climáticas. Hoje, existem cerca de 100 projetos em análise. Porém, há impactos evidentes (ruídos, sombreamento, sobreposição, etc.) sobre ecossistemas marinhos e atividades socioeconômicas, como a pesca e a exploração de petróleo.
Engenheiro ambiental, o coordenador-geral substituto de licenciamento do Ibama, Breno Bispo, citou dificuldades na conciliação dessas atividades. “Há a disputa territorial entre os próprios parques eólicos e os outros usos de exploração de petróleo, pesca artesanal, rotas de navegação, etc. E, para isso tudo, é necessário fazer um planejamento marinho que, em princípio, não é papel do Ibama. Mas, se nada for feito, esse conflito terá de ser solucionado na esfera do licenciamento ambiental, o que a gente não deseja”, ressaltou.
Lei do Mar
Doutora em ecologia marinha, a diretora do Departamento de Oceano e Gestão Costeira do Ministério do Meio Ambiente, Ana Paula Prates, afirmou que parte desse planejamento está presente no projeto da Lei do Mar (PL 6969/13), pronto para votação no Plenário da Câmara. Ela afirma que a busca de soluções urgentes para a crise climática deve inserir o tema também no Projeto de Lei 11247/18 e apensados, que buscam a regulamentação das eólicas offshore e estão em análise na Comissão de Meio Ambiente da Câmara.
“Nós estamos trabalhando na questão do planejamento espacial marinho, que a gente até está chamando de instrumento de descarbonização, mas que não está dentro do PL 11247/18”.
Ana Paula Prates informou que o governo federal busca a retomada do gerenciamento costeiro; a elaboração de políticas de conservação de ecossistemas vulneráveis, como manguezais e recifes de coral; a ampliação das unidades de conservação marinhas; e a inclusão de metas costeiras nas metas voluntárias do Brasil para a mitigação das mudanças climáticas.
Comunidades tradicionais
A audiência na Câmara foi pedida pela deputada Talíria Petrone (Psol-RJ), que cobrou “transição energética com justiça climática”. “Um empreendimento que ganha o nome de energia limpa precisa, de fato, mitigar ou reduzir totalmente os impactos ambientais e sociais. Não estamos aqui contra a energia limpa, mas ela precisar ser efetivamente guardiã dos nossos biomas, povos e comunidades tradicionais”, afirmou.
Coordenadora do Laboratório de Geoprocessamento e Cartografia Social da Universidade Federal do Ceará (UFCE), a geógrafa Adryane Gorayeb ajudou a mapear 324 comunidades tradicionais de pescadores artesanais, indígenas e quilombolas ameaçadas por 23 projetos eólicos no litoral cearense.
“Os parques offshore não só estão sobre a área de pesca – de curta, média e longa duração – como também impedem a navegação, ou seja, a chegada e o retorno dos pescadores nessas áreas”, explicou.
Dirigente da Articulação Povos de Luta do Ceará, Carine Santos Silva cobrou providências. “O discurso catalogando a energia eólica offshore como fonte de energia limpa e sustentável perde o efeito quando nos deparamos com a realidade dos problemas que afetam a vida das comunidades que têm a pesca artesanal como base de sua atividade econômica, cultural e de subsistência”, alertou.
Durante a audiência, também houve críticas aos impactos socioambientais dos parques eólicos em terra firme, chamados de “onshore”. Nesse caso, o licenciamento cabe aos órgãos ambientais dos estados. O Ibama só licencia os empreendimentos em áreas limítrofes de estados, em zonas de fronteira ou por decisão judicial.
Fonte e Imagem: Agência Câmara de Notícias.

Entre as indicações inéditas estão ampliação e reforço de 48 subestações, três linhas de transmissão e um seccionamento.
O Ministério de Minas e Energia aprovou a segunda emissão do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (POTEE) 2023 da Rede Básica e Demais Instalações. Segundo o despacho no Diário Oficial da União desta terça-feira, 5 de setembro, o Departamento de Planejamento e Outorgas de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica e Interligações Internacionais promoverá a divulgação da planilha eletrônica que contém a relação das instalações, descrição das ampliações, reforços e datas de necessidade, bem como a suas classificações, no sítio eletrônico do MME.
Segundo o informe, as indicações inéditas de ampliação e reforços consideram um total de 48 subestações, três linhas de transmissão e um seccionamento. Minas Gerais deverá contar com 16 intervenções, seguida por São Paulo, Paraná, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul, Bahia, Rio de Janeiro, Pará, Paraíba, Santa Catarina, Piauí e Tocantins.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Se o governo federal não acelerar o processo que batizou de “neoindustrialização”, o Brasil pode ter dificuldades no médio e longo prazo para aproveitar as oportunidades potenciais das tecnologias de transição energética, a começar pela do hidrogênio verde, mas também para outras demandas importantes no contexto da descarbonização, caso das baterias.
A opinião é da diretora da consultoria CELA, Marília Rabassa. Segundo ela, a alta dependência do país ao mercado externo para as principais tecnologias, sobretudo eletrolisadores para produção de hidrogênio verde e os sistemas de armazenamento de energia (BESS, na sigla em inglês), é um risco potencial que já foi demonstrado nos últimos anos em outras demandas.
“A importação de insumos é um problema quando passamos por alguma perturbação global, como foi o caso da Guerra da Ucrânia, que trouxe grande complexidade para a logística. No mercado solar, por exemplo, muita empresa teve dificuldades para seus componentes e módulos chegarem no país”, disse.
Segundo dados apresentados por Rabassa, a cadeia de fornecedores de eletrolisadores, principal tecnologia geradora de hidrogênio verde, está hoje 35% concentrada da China, 28% na Europa, 15% na América do Norte e os restantes 21% no resto do mundo.
O Brasil, apesar do recente anúncio de fábrica de geradores de H2V pela Hytron, não deve ter capacidade interna suficiente para atender a prevista demanda, alerta a diretora.
E a previsão, pelo planejamento dos fornecedores globais da solução, é o cenário de 2030 continuar o mesmo, com pouca alteração, com apenas a China descentralizando levemente a produção dos eletrolisadores, para 28%, em detrimento ao aumento da capacidade na Europa, América do Norte e em novos países com planos mais ousados, caso da Índia.
Em sistemas de armazenamento de energia (BESS), a dependência atualmente é muito concentrada na China – assim como em várias outras tecnologias, por exemplos módulos solares, que o Brasil importa praticamente 99% da sua demanda. De acordo com os dados mostrados pela diretora da CELA, 70% das células para baterias são produzidas na China.
Nas etapas de produção química do BESS, há casos em que a China responde por até 100% do mercado, caso do grafite esférico, ou 95%, no magnésio; em 75% no refino do cobalto; 69% do grafite sintético; e, apenas no lítio químico, registra participação “menor”, mesmo assim de 44%, ainda com liderança global.
Criação da cadeia
Para Rabassa, esses cenários são mais do que motivos para o país procurar incentivar a cadeia de valor do hidrogênio verde, muito complexa e que seria bastante benéfica para a batizada “neoindustrialização”.
Na sua análise, para estimular a industrialização boas soluções seriam a partir de produtos com potencial de verticalização. A primeira opção seria pela cadeia de fertilizantes nitrogenados, situação inclusive que a CELA tem participado, por meio de assessoria a projetos anunciados pela Atlas Agro.
Nesse caso, ao se passar a produzir os fertilizantes nitrogenados no país, que hoje importa 96% do seu consumo, haveria a demanda por equipamentos locais para produzir o H2V, de outros para transformá-lo em amônia e daí para usá-lo como intermediário do fertilizante, criando a cadeia produtiva e a nova indústria.
“Com isso, haveria um produto e uma nova indústria, que ainda não tem no Brasil, que por sinal consome 35 milhões de t/ano de amônia para outros fins (80% importado e de origem fóssil)”, disse. A projeção desse mercado seria de 1,6 milhão de t de H2V para fertilizantes no Brasil em 2040, produzidos por 25,9 GW em eletrolisadores instalados.
A segunda oportunidade é desenvolver os combustíveis sustentáveis no Brasil, principalmente o SAF (bioquerosene de aviação), que também pode partir da cadeia do H2V. A terceira seria produzir aço verde, já que o Brasil hoje é exportador de minério de ferro e poderia agregar muito valor a essa cadeia, atendendo a prevista alta demanda global pela alternativa de reduzir as altas emissões da indústria do aço (5% a 7% de todas as emissões do Planeta).
Por fim, há a alternativa de construir uma cadeia de exportação do H2V e da amônia, o que por exemplo está sendo arquitetado do Porto do Pecém, no Ceará. A previsão é que em 2040 o Brasil tenha capacidade para produzir 3,8 milhões de t de H2V para exportação, o que demandaria 61 GW em capacidade instalada de eletrolisadores.
Fonte e Imagem: Energia Hoje.

As diretrizes do Programa exigem atributos que todas as fontes renováveis apresentam. Porém, o destaque vai para as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHS).
Foi com grande expectativa que acompanhamos a publicação do Decreto 11.648 de 16 de agostode 2023 que institui o Programa de Energias da Amazônia. Bioma com 6 milhões de quilômetros quadrados (km²), fundamental para o equilíbrio da biodiversidade do planeta, mas que precisa olhar para a população que lá habita.
O Programa está focado nos Sistemas Isolados, que compreendem algumas partes dos Estados do Acre, Amazonas, Pará, Rondônia, Roraima, Amapá e Mato Grosso.
Ficamos muito satisfeitos em constatar que o Programa privilegia as fontes renováveis e que todas as diretrizes e orientações desse Programa se encaixam perfeitamente naquilo que o Brasil tem de melhor em geração de energia renovável: a água, que em um Bioma mais sensível, viabiliza as Pequenas Centrais Hidrelétricas e a microgeração hídrica – PCH e CGH, já que as usinas de grande porte constituem outras variantes ambientais que precisam de aprofundamento.
Levando em consideração que todas as fontes de geração de energia, inclusive as renováveis, têm seu impacto ambiental, as Pequenas Centrais Hidrelétricas são empreendimentos de baixo impacto, em grande parte reversível, pois a vegetação se recompõe rapidamente, sendo a fonte mais renovável de todas e a de menor pegada de carbono, segundo o órgão Internacional do Clima, o IPCC.
Finalmente um programa corajoso que olha para a Amazônia com aquilo que ela tem em abundância e deve ser aproveitado: a água. Recurso tão precioso que deve ser valorizado e reconhecido em todos os seus usos múltiplos, ativos de descarbonização tão importantes em tempos de mudanças climáticas.
O programa Energias da Amazônia tem como premissa instituir ações com vistas à descarbonizar os Sistemas Isolados, visando diminuir a dependência de geração com combustíveis fósseis, o que viabiliza a expansão de geração renovável, inclusive com a implementação de leilões e autorizações de transmissão e geração, para que se promovam suprimento de qualidade nas regiões, permitindo seu desenvolvimento e sustentabilidade com qualidade de vida.
As diretrizes do Programa exigem atributos que todas as fontes renováveis apresentam. Porém, o destaque vai para as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHS).
As PCHs se encaixam perfeitamente em todas as exigência do Programa: a valorização dos recursos energéticos disponíveis na Amazônia legal, onde a água é abundante; a promoção da redução de perdas e eficiência energética – onde a PCH é a fonte renovável que oferece esses atributos com o maior fator de capacidade dentre as renováveis, promoção da estabilidade dos sistemas de transmissão, com o equilíbrio adequado entre confiabilidade e tarifa, já que as PCHs têm mais de 100 anos de vida útil e podendo ser relicitadas pelo Governo a cada 35 anos, construindo suas próprias linhas de transmissão e evitando onerar o consumidor.
Importante frisar que a fonte hídrica promove dezenas de benefícios, tanto para o Sistema Elétrico Nacional, quanto socioambientais que nenhuma outra fonte renovável disponibiliza “na mesma proporção”, como: armazenamento, suprimento, confiabilidade, flexibilidade operativa – geração de energia sem interrupção, pois não tem intermitência, diminuindo as chances de apagão e promovendo a estabilidade do Sistema. Além disso, reduzem as emissões dos gases estufa provocados pelo uso excessivo de combustíveis fósseis, contribuem para o controle de cheias com regularização da vazão dos rios, lazer e irrigação no período seco. E a cereja do bolo: como as PCHs são obrigadas a fazer área de Preservação Permanente por serem um Bem da União, ainda podem ajudar a preservar e reflorestar a Amazônia, que sofre tanto com queimadas e desmatamento.
Deve-se ressaltar ainda que, por serem um Bem da União, deve ser interesse da União incentiválas, já que as Pequenas Centrais Hidrelétricas são uma indústria 100% nacional, que geram renda e emprego no Brasil e não fora dele, o que vem ao encontro de outro Programa tão importante do Governo Lula: fomentar o programa de neoindustrialização do Brasil Competitivo com a menor pegada de carbono e a menor tarifa final ao consumidor e à sociedade brasileira, que não suporta mais pagar energia tão cara.
Soluções de geração híbrida exigidas no programa também são diretrizes inteligentes, pois a geração através da água combina com qualquer outra fonte de geração, além de promover intensamente a participação social por meio do fomento à piscicultura nos pequenos reservatórios, gerando renda e emprego à população ribeirinha, trazendo dignidade humana, melhora da qualidade de vida e servindo de reforço e incentivo para que se perpetuem os costumes naturais e a cultura dos povos tradicionais da Região Norte do País.
Por fim, um fato preponderante para que se priorize também as Pequenas Centrais Hidrelétricas nesse Programa é o fato de que, segundo o INPE – Instituto Nacional de Pesquisa Espacial, a Região Norte Amazônica é a região de menor potencial de produção de energia solar do País, o que faz essa fonte renovável perder parte da sua competitividade nesse programa. A Amazônia tem muita cobertura de nuvem e queimadas, o que reduz a incidência solar para produção de energia, aumentando a intermitência e reduzindo a eficiência dessa fonte.
E ainda que as baterias artificiais façam parte do serviço que pode ser integrado ao Programa, devem ser repensadas com cuidado, pois são equipamentos de pouca vida útil que deverão ter seu descarte pré-definido de maneira adequada e sustentável, visto não terem ainda divulgado um plano de reciclagem desse passivo ambiental que será gerado.
A melhor bateria natural, duradoura, que promove segurança hídrica, energética e alimentar continua sendo o reservatório de água das hidrelétricas de todos os portes, patrimônio do povo brasileiro, que não deixará resíduos na natureza quando terminar sua vida útil.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Apesar do discurso ambiental, o governo trava disputa interna em relação à exploração de petróleo na "Margem Equatorial", a cerca de 500 quilômetros da foz do rio Amazonas.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) defendeu nessa quinta-feira (31) que seu governo quer atrair mais "dinheiro verde" para o Brasil e, além disso, tornar a matriz energética brasileira "100% limpa". Lula falou sobre o assunto em cerimônia, no Piauí, para lançamento do "novo PAC", versão repaginada do Programa de Aceleração do Crescimento.
"Queremos que venha mais dinheiro verde para cá para investir nas coisas que precisamos. Queremos mudar a matriz energética desse país. Se o mundo acha que pode fazer essa transição enérgica, o nosso país pode fazer muito mais do que qualquer país. Queremos 100% de energia limpa e trazer mais gente para colocar dinheiro nesse país", defendeu.
Embate sobre exploração de petróleo na "Margem Equatorial" Apesar do discurso ambiental do presidente, o governo Lula trava uma disputa interna em relação à exploração de petróleo na região conhecida como "Margem Equatorial", faixa litorânea localizada no Norte do país, entre os Estados do Amapá e Rio Grande do Norte.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, tem travando um embate com a ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, que tem blindado o Ibama de pressões pela liberação da licença ambiental.
A Petrobras quer perfurar um poço, localizado a 175 quilômetros da costa do Amapá e a cerca de 500 quilômetros da foz do rio Amazonas, para confirmar se realmente existe petróleo que garante retorno econômico. O órgão ambiental negou o pedido de licença em maio deste ano.
Além disso, Lula disse novamente que o Brasil vai voltar a crescer. "Estamos de volta para dizer para vocês, empresários, trabalhadores, empreendedores, este país vai voltar a crescer. O Piauí vai voltar a ter investimento e nós vamos fazer todo esforço para colocar cada centavo no crescimento econômico. Não queremos crescimento econômico na mão de um só, mas sim na mão de todos que possam melhorar de vida", afirmou.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Os patamares mais baixos do preço da energia e o potencial ainda a ser explorado nas eólicas onshore reduziram o entusiasmo dos agentes sobre as eólicas offshore. “A Total avalia [as eólicas offshore] com cautela e interesse. É uma indústria emergente, não podemos confundir com óleo e gás”, disse o Country Chair da TotalEnergies no Brasil, Charles Fernandes. A declaração foi feita durante o Prumo Day, que ocorreu nesta quarta-feira, 30 de agosto.
Para a Neoenergia, a falta de regulação e a atual sobreoferta no mercado brasileiro são desafios para o desenvolvimento das eólicas em alto-mar. “Ainda não temos regulação e estamos falando de uma tecnologia que vai demorar anos para ser realidade no Brasil porque temos muito onshore ainda, uma sobreoferta enorme agora”, disse o CEO da companhia, Eduardo Capelastegui. A regulação também foi mencionada por Fernandes, da TotalEnergies, que avalia que o arcabouço regulatório deve atrair investidores de longo prazo, “compromissados com o desenvolvimento da cadeia”.
O vice-presidente de Engenharia de Expansão da Eletrobras, Ítalo Freitas, avalia que os atuais preços baixos da energia frearam os projetos de eólica offshore, mas a pausa pode ser temporária. “A eólica offshore será inevitável a partir do momento em que a eólica onshore tiver fatores de capacidade mais reduzidos”, disse Freitas, citando fatores de capacidade das usinas offshore acima de 60%. “Mas para tudo isso tem que ter a hidráulica ali segurando o sistema. Se não tiver isso, vamos ver cada vez mais apagões como os que tivemos”, finalizou, em relação ao apagão do dia 15 de agosto.
Em relação à eólica offshore, Rodrigo Agostinho, presidente do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (Ibama) destacou a necessidade de regulamentação para o segmento durante sessão na Câmara dos Deputados. Atualmente, o instituto possui 78 projetos em licenciamento, num total de 189 GW, sendo que apenas dois apresentaram estudo de impacto ambiental.
“A gente verifica muita sobreposição de empreendimentos na mesma área. E não é um projeto ao lado do outro, é um projeto em cima do outro, o que cria um problema enorme. Por isso, temos que ter que ter uma regra e estamos trabalhando junto com o Ministério do Meio Ambiente e Mudança Climática, no âmbito do planejamento espacial marítimo, em estratégias para vencer esse desafio”, disse Agostinho para parlamentares. O potencial do Brasil para geração renovável, inclusive para hidrogênio verde, foi celebrado nos painéis durante o Prumo Day como uma grande vantagem para o país no contexto de transição energética. Na mesma medida, a remuneração das hidrelétricas foi tema reforçado pelos participantes.
“Não é segredo nenhum que teremos que remunerar a disponibilidade das hidrelétricas para funcionarem como bateria para modular a intermitência. Esse é um dos assuntos urgentes”, disse o diretor de Estratégia Econômica e Relações com Mercados e ex-ministro da Fazenda Joaquim Levy. Ele também classificou como prioritária a rede de distribuição.
“Tem que pensar a distribuição, a última milha do fio numa economia cada vez mais eletrificada. Se esquecer a remuneração do fio, a energia não vai chegar ao consumidor. Ter essa coerência na regulação é fundamental e urgente”, disse. “O apagão claramente está relacionado à falta de inércia do sistema, que precisa ter uma compensação e as hidrelétricas são as únicas que podem ajudar o sistema. Mas precisa redirecionar as hidrelétricas e remunerá-las para fazerem esse serviço”, disse Ítalo Freitas, da Eletrobras.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

Em duas décadas, geração solar e eólica saltou de 1% para 20% da energia produzida no país, que conta com ventos fortes e grande irradiação.
Nas últimas duas décadas, uma revolução ocorreu na matriz elétrica brasileira. No início dos anos 2000, 90% da eletricidade do país era gerada por hidrelétricas, que hoje respondem por cerca de dois terços da geração. Usinas eólicas e solares, que, em 2003, mal respondiam por 1% da energia gerada, hoje representam mais de 20% da eletricidade produzida. Outro avanço foi a descentralização da geração, que há 20 anos não representava nem 1%: painéis fotovoltaicos instalados nos telhados de residências e indústrias somam 20 GW de capacidade instalada, uma vez e meia a potência da hidrelétrica de Itaipu, a segunda maior do mundo.
Em dez anos, segundo a Agência Internacional para as Energias Renováveis, o custo de adoção da eólica e solar caiu 80%. No Brasil, com grande irradiação e os ventos fortes, as duas fontes estão entre as mais competitivas. Nos últimos dez anos, o sol tem sido a fonte de maior inserção na matriz. O último balanço energético de 2023 pela Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE) aponta que a geração elétrica por fonte solar cresceu 80% em 2022 em relação a 2021, chegando a 30 GWh. Há dez anos, quando a Resolução 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que permitiu a mini e microgeração solar, entrou em vigor, ela chegava a ínfimos 5 GWh.
Em agosto, o país ultrapassou a marca histórica de 10 GW de potência operacional nas grandes usinas solares. Segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), desde 2012, o segmento trouxe mais de R$ 44 bilhões em novos investimentos. “O Brasil possui um dos melhores recursos solares do planeta, o que abre uma enorme possibilidade de desenvolvimento de novas tecnologias sinérgicas, como o armazenamento de energia e os veículos elétricos”, diz Ronaldo Koloszuk, presidente do conselho de administração da entidade.
O vento também tem reforçado sua participação na matriz elétrica, com destaque para os projetos no Nordeste, que concentra cerca de 90% da potência instalada. O Brasil hoje está em sexto lugar no ranking mundial de capacidade instalada de energia eólica onshore (terra), com 26 GW. Em 2012, o país estava em 15º lugar. Com ventos contínuos e intensos, as usinas eólicas nordestinas chegam a operar em boa parte do tempo com fator de capacidade superior a 60%, o dobro da média mundial. As instalações eólicas até junho de 2023 foram de 2,3 GW, representando 44,5% das adições à matriz elétrica nacional. Segundo dados da Aneel, 153 parques eólicos estão em construção atualmente no Brasil, com potência projetada de 6 GW. “A demanda da eólica é forte no Brasil nos próximos cinco a seis anos”, diz Alexandre Negrão, presidente da Aeris, fornecedora de equipamentos para o setor.
“O Brasil tem grande potencial em fontes renováveis”, afirma o presidente da Engie Brasil, Mauricio Bähr. A empresa, que se desfez de seus projetos de térmicas recentemente no Brasil, com uma matriz 100% renovável agora, constrói 2 mil MW de energia renovável, como projetos eólicos na Bahia e no Rio Grande do Norte, com investimentos que superam R$ 10 bilhões.
Entre os eólicos, o de Santo Agostinho (RN) atinge metade da operação em agosto e deve chegar à totalidade no fim do ano, com capacidade de 434 megawatts (MW). Situado nos municípios de Lajes e Pedro Avelino (RN), Santo Agostinho, quando concluído, terá 14 parques eólicos e um total de 70 aerogeradores. “Somando com os outros projetos, uma eólica na Bahia, e o Assu Sol, também no Rio Grande do Norte, teremos 2 mil MW total de capacidade nova instalada no Brasil”, destaca.
A AES conta com 5,2 GW de capacidade instalada 100% renovável (57% advindos de eólico e solar e 43% de origem hídrica), sendo 4,2 GW operacionais e 1 GW em construção. Outros 1,7 GW estão na carteira de projetos. Muitos clientes pretendem limpar suas pegadas de carbono. A Unipar tem como objetivo alcançar 60% da demanda de energia elétrica oriunda de projetos de autoprodução renovável até 2024. Para atingir esse propósito, firmou parcerias com a AES, para a construção de dois parques eólicos, um na Bahia e outro no Rio Grande do Norte, e com a Atlas Renewable Energy, para a construção do parque solar em Minas Gerais. Juntos, os três empreendimentos têm capacidade instalada de 485 MW de energia elétrica, dos quais 149 MW médios serão para consumo nas plantas da Unipar. Essa ação está alinhada ao pilar estratégico de competitividade, porque irá garantir o acesso à energia limpa em longo prazo, com preços mais atrativos deste insumo que representa 50% dos custos de produção de cloro/soda.
Não bastasse o potencial das eólicas em terra, o Brasil ainda poderá desbravar uma nova fronteira: eólicas em alto-mar. O potencial é de 700 GW, sendo que empresas já enviaram mais de 150 GW em projetos para o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama). Neste momento, discute-se a regulação do setor. “Há um grande potencial a ser desenvolvido pelo país e isso poderá contribuir para a reindustrialização do Brasil com o avanço do hidrogênio verde no mundo”, diz a presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Élbia Gannoum.
“Há uma obsessão por descarbonização”, diz o presidente da Associação Brasileira da Indústria do Vidro (Abividro), Lucien Belmonte. A Cebrace, uma joint venture entre a francesa Saint-Gobain e a japonesa NSG/Pilkington para produção de vidros planos, vai substituir parte do consumo de gás natural dos fornos da fábrica de Jacareí (SP) por biometano, gerado a partir de resíduos sólidos urbanos do Aterro Sanitário de Jambeiro, próximo à sede da usina em Jacareí (SP).
As emissões de gases de efeito estufa (GEE) associadas à produção e consumo de energia no Brasil caíram 5% no ano passado em comparação com 2021, mostra o Boletim Energético Nacional (BEN) elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Em 2022, a matriz energética brasileira atingiu 423 milhões de toneladas de CO2 equivalente, a maior parte vinda do setor de transportes, que emitiu 210 MtCO2eq.
Nos últimos dez anos, o setor avançou mantendo suas emissões de efeito estufa sob controle. Os dados da EPE apontam que em 2013 chegaram a 53 milhões de toneladas de dióxido de carbono, atingiram o pico em 2014, com 71 milhões, e caíram para 22 milhões de toneladas no ano passado. Em 2021, quando na crise hídrica as térmicas a gás natural chegaram a responder por 30% da geração de eletricidade do país, ficaram em 55 milhões de toneladas.
O avanço de fontes variáveis, como eólicas e solares, que dependem de fatores climáticos (vento e sol) para gerarem energia, cria discussões sobre a valoração dos atributos das fontes e dos requisitos de flexibilidade para a operação do sistema, visando à adoção do mecanismo de formação de preço por oferta, diz Romario Batista, pesquisador do FGV-Ceri.
O exemplo mais evidente está no papel das hidrelétricas e térmicas. Quando o sol para de brilhar no céu, no fim da tarde, no Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) se verifica a queda da geração solar e um aumento da carga, já que o sol passa a deixar de gerar energia. “Essa rampa de carga é como se todos os ares condicionados e chuveiros fossem ligados a todo o tempo. Nesse momento, quando os reservatórios estão cheios, se podem usar as hidrelétricas, caso não, seria preciso térmica”, diz o diretor-geral do ONS, Luiz Carlos Ciocchi.
A ampliação de investimentos em renováveis também representará expansão da malha de transmissão, que se tornará essencial para que eólicas e solares continuem ganhando espaço na matriz. Entre 2023 e 2025, devem ser realizados pelo governo federal seis leilões, que A ampliação de investimentos em renováveis também representará expansão da malha de transmissão, que se tornará essencial para que eólicas e solares continuem ganhando espaço na matriz. Entre 2023 e 2025, devem ser realizados pelo governo federal seis leilões, que poderia fazer com que fosse licitado em 2025. Em dezembro deste ano, deverá ser realizada a maior licitação da história, com investimentos previstos de R$ 21,7 bilhões. Em março do próximo ano, um leilão com 6 mil quilômetros de linhas a serem construídas e investimentos de R$ 21 bilhões deve ser realizado.
Os investimentos bilionários nos leilões de novas linhas de interligação e o avanço das fontes renováveis têm feito grandes grupos investirem em transmissão. A Auren, que é uma geradora nascida da privatização de geração da Cesp, é uma das que analisam oportunidades em transmissão.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Empresa vê espaço para que as hidrelétricas sejam remuneradas para atuar como “baterias naturais”.
A Eletrobras defendeu nesta quarta-feira (30) a adoção de mudanças regulatórias que alterem o papel das hidrelétricas no sistema elétrico brasileiro. Dona de 35 hidrelétricas, a empresa vê espaço para que as hidrelétricas sejam remuneradas para atuar como “baterias naturais”, num modelo diferente do atual, no qual essas usinas respondem por cerca de dois terços da geração de eletricidade brasileira.
Segundo Italo Freitas, vice-presidente executivo de engenharia de expansão e comercialização da Eletrobras, o Brasil tem sido visto como um dos três países com melhores condições para produção de hidrogênio verde, por ter um sistema de transmissão robusto e que integra o país, bem como uma grande e barata produção de energia hídrica.
orém, um dos desafios para o hidrogênio verde, afirmou, é a resiliência do sistema. Freitas observou que uma das possíveis causas do apagão ocorrido no dia 15 de agosto é a falta de inércia, que em linhas gerais é um dos fenômenos elétricos que garantem o equilíbrio do sistema de transmissão.
Freitas destacou que as hidrelétricas são as únicas fontes que podem garantir a inércia do sistema, mas para isso, precisa ser remunerada por esse papel. “Isso permeia a competitividade do hidrogênio”, disse Freitas, em participação do Prumo Day 2023, realizado pela Prumo Logística.
O executivo disse também que a liberação do mercado de energia para todos os consumidores é importante, porque a demanda “precisa aparecer para todas as elétricas”.
Como a demanda está estável e os preços estão “deprimidos” por causa dos reservatórios cheios, a liberalização do mercado precisaria ocorrer mediante mudanças regulatórias importantes.
O cenário de preços baixos e demanda baixa se configura, segundo ele, por causa da “onda silenciosa” da geração distribuída, que avançou rapidamente nos últimos três anos, e pela adoção, por várias indústrias, de um modelo de autoprodução em parceria com empreendedores de energias renováveis, com prazo de contrato de 15 anos.
Freitas salientou que embora o sistema elétrico esteja com excesso de demanda, num cenário oposto, de seca por dois ou três anos, a folga desaparece e o mercado “fica em pânico” por mais eletricidade.
Já o presidente da Neoenergia, Eduardo Capelastegui, também presente no Prumo Day 2023, disse que é preciso mudanças regulatórias para a abertura do mercado de energia.
Entre elas, adoção de regras que estabeleçam mais segurança na comercialização de energia, com exigência de garantias mais rígidas e comprovação de lastro (contratos) para evitar situações como quebra de “traders” que quebraram nos últimos anos por causa de choques de preço, para cima ou para baixo. “A regulação tem que ser mais exigente”, disse.
Capelastegui vê que o mercado não está pronto para a abertura total para a baixa tensão e recorda que em janeiro entra em vigor a liberação para clientes conectados em média e alta tensão com carga abaixo de 0,5 megawatt (MW).
Um dos problemas é a disparidade dos preços da energia dos contratos firmados com as distribuidoras, em média de R$ 300 por megawatt-hora (MWh) com os do mercado livre, da ordem de R$ 160/MWh.
Esse cenário faria com que as migrações tornem-se mais atrativas, o que pode desequilibrar a distribuição, que faz a gestão dos contratos de seus clientes – a compra de energia para suprir as áreas de concessão é obrigatória, com prazos que variam entre 15 e 30 anos.
Charles Fernandes, diretor-geral da TotalEnergies no Brasil, disse que a companhia está observando o mercado de eólicas offshore, mas pondera que o mercado ainda não está maduro. “Eólicas offshore ainda são emergentes. Ainda não estamos maduros em como o processo de licenciamento vai ser feito.”
Segundo Fernandes, citando estudo da WoodMackenzie, serão necessários cerca de US$ 26 bilhões em investimentos globais até 2026, excluindo a China, para que as eólicas offshore alcancem um patamar importante.
Capelastegui, da Neoenergia, diz que deve levar cerca de quatro a cinco anos para que projetos de eólicas offshore se tornem mais concretos, mas garante que existe demanda: “isso vai levar anos para se desenvolver e ainda temos muita oferta onshore. Um projeto eólico offshore leva cerca de 38 meses entre a construção e o início da operação.”
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Foi aberta consulta pública para debater o edital; proposta prevê 6.475 km de novas linhas com custo de R$ 20,5 bilhões.
A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) prepara mais um leilão de transmissão de energia elétrica. A diretoria do órgão aprovou abertura de consulta pública nesta 3ª feira (29.ago.2023) para discutir o edital da nova oferta, que deve ser realizada no início de 2024. A proposta prevê 6.475 km de novas linhas e 9.200 MVA (megavolt-amperes) em capacidade de transformação. Para isso, são estimados R$ 20,5 bilhões em investimentos.
Trata-se do 3º leilão realizado no governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT). Em junho, a Aneel realizou o 1º deles, licitando 9 lotes que somam R$ 15,7 bilhões em investimentos. O 2º teve edital aprovado no início de agosto e está marcado para 15 de dezembro, na B3, em São Paulo. Serão ofertados 3 lotes que, segundo a entidade, formam o maior conjunto de empreendimentos de transmissão já licitado, somando R$21,7 bilhões em investimentos.
Os documentos que embasam a consulta pública sobre o leilão 01/2024 apontam a oferta de 15 lotes. A maioria dos empreendimentos tem como objetivo expandir a rede básica do Nordeste para possibilitar o pleno escoamento das usinas já contratadas na região e fazer frente à expectativa de contratação de elevados montantes de energia provenientes de novos empreendimentos de geração renovável, com destaque para as usinas eólicas e solares.
Os projetos abarcam os Estados do Ceará, Piauí, Tocantins, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Bahia, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Santa Catarina, São Paulo, Mato Grosso do Sul e Maranhão. A expectativa é de geração de 41.000 empregos diretos e indiretos com a execução dos empreendimentos.
A consulta pública estará disponível de 1º de setembro a 16 de outubro. As contribuições serão analisadas até novembro pela Aneel, que encaminhará uma minuta final do edital para o TCU (Tribunal de Contas da União). Só depois do aval da Corte que o edital deve ser publicado, o que está previsto para o início de 2024.
A sessão pública deve ser realizada em março do próximo ano. O leilão será por deságio, ou seja, vencerá a empresa que oferecer maior desconto sobre a receita anual permitida máxima definida no edital para cada contrato.
As vencedoras do leilão terão a concessão por 30 anos das linhas. Serão responsáveis por prestar o serviço público de transmissão, o que inclui a construção, a operação e a manutenção (incluindo a gestão socioambiental e fundiária) das instalações indicadas nos lotes.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Alexandre Silveira falou sobre o apagão de 15 de agosto durante sessão na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse nesta terça-feira (29) que os reservatórios das hidrelétricas estão no melhor nível dos últimos 11 anos.
A declaração foi dada após ser questionado sobre o apagão de 15 de agosto, durante participação na sessão na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados.
“O nosso problema não é geração de energia. Muito pelo contrário, nós temos energia inclusive para fornecer para a Argentina e para o Uruguai, como temos feito”, afirmou.
Segundo o ministro, a falta de energia que atingiu todos os estados e o Distrito Federal, com exceção de Roraima, se tratou de um “evento”. Ele ainda afirmou que prefere não utilizar o termo “apagão”.
“É só uma nomenclatura, mas prefiro me dirigir ao ocorrido como um evento, e não um apagão. O apagão, na verdade, passa para a população a impressão de que nós tememos qualquer risco de suprimento energético no país”, afirmou.
“Nós tivemos, na verdade, à beira de um colapso energético há menos de dois anos, o que custou ao povo brasileiro em torno de R$ 60 bilhões, porque naquele momento os nossos reservatórios, que são os pulmões do setor elétrico, estiveram em dificuldade para sustentar o setor”, relembrou Silveira.
Fonte e Imagem: CNN Brasill.

Proposta de mudanças recebeu contribuições dos agentes na Audiência Pública 13/2019.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, nesta terça-feira (29/8) o aprimoramento de requisitos e procedimentos para obtenção de outorga de autorização para exploração de aproveitamento de potencial hidráulico com características de Pequena Central Hidrelétrica (PCH). As mudanças têm o objetivo de simplificar os processos e estimular a competitividade desta fonte de geração.
A proposta de aperfeiçoamento da Resolução Normativa nº 875/2020 foi submetida à Audiência Pública (AP13/2019), entre 11 de abril a 12 de junho de 2019, período em que recebeu contribuições de empresas e instituições do setor. O assunto também motivou a realização de um Workshop, promovido pela ANEEL em 2021.
Entre as alterações aprovadas na reunião da diretoria colegiada desta terça-feira, o prazo de vigência do Despachos de Registro de Adequabilidade do Sumário Executivo (DRS-PCH) passou para oito anos, podendo ter vigência indeterminada caso o empreendedor apresente os diplomas ambientais válidos e os mantenham vigentes; a documentação para outorga poderá ser entregue ao longo da vigência do DRS-PCH, assim como o acompanhamento da elaboração de estudos; e a garantia de fiel cumprimento para outorga não será mais exigida e sim a apresentação do CUSD/CUST (Contratos de Uso dos Sistemas de Distribuição e de Transmissão).
Fonte e Imagem: Gov.br.

Transição energética para fontes renováveis sem o devido planejamento pode tornar sistema refém do clima, escreve Adriano Pires.
Em 15 de agosto, um apagão surpreendeu todo o país e trouxe a oportunidade para que se discuta questões do setor elétrico. O corte no fornecimento de 18.900 MW (megawatts) acometeu 25 Estados e o Distrito Federal.
Segundo o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), o evento foi causado pela atuação de mecanismos de proteção sistêmicos do SIN (Sistema Interligado Nacional). A ferramenta de defesa do sistema teria sido acionada depois da abertura, sem explicação, da Linha de Transmissão Quixadá-Fortaleza 2, localizada no Ceará e de propriedade de Chesf, subsidiária Eletrobras.
O afundamento de tensão no SIN foi detectado pela primeira vez por volta de 8h26. O restabelecimento das cargas se iniciou na região Sul seguindo para o Sudeste/Centro-Oeste em cerca de 1 hora. Já os subsistemas Norte e Nordeste, a origem da falha, só foram reestabelecidos cerca de 6 horas depois da identificação do corte de carga.
Vale notar que o Sul e Sudeste/Centro-Oeste contam com fontes de geração despacháveis e de base. Já o Norte e Nordeste e pendem, em grande maioria, de renováveis, cuja intermitência pode explicar a demora na reposição desses subsistemas.
Só em 25 de agosto uma inspeção in loco possibilitou que especialistas do ONS, do MME (Ministério de Minas e Energia) e da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) avaliassem detalhadamente as causas e as consequências do ocorrido. O resultado dessa avaliação será consolidado em um RAP (Relatório de Análise da Perturbação) que deve levar cerca de 30 dias para ser elaborado. No aguardo de um relato mais preciso, especialistas do setor especulam que o evento pode ser consequência de 2 fatores:
-a presença cada vez maior de fontes renováveis intermitentes no subsistema Nordeste; e
-a grande extensão das linhas de transmissão existentes.
Historicamente, o Brasil tem uma matriz elétrica majoritariamente renovável, sustentada principalmente pela geração hidroelétrica. No entanto, a geração de energia no país está passando por transformações devido ao crescimento das fontes eólica e solar fotovoltaica nos últimos anos.
Apesar da alta renovabilidade, tanto a energia eólica quanto a energia solar são altamente vulneráveis às condições climáticas. A carga produzida por essas fontes sofre oscilações em decorrência de condições fora do controle dos operadores do sistema como a hora do dia e a intensidade do vento. Essa variação, sem atuação de mecanismos estabilizadores, pode ser prejudicial à toda a cadeia, levando a interrupções repentinas no fornecimento de energia (picos e vales de geração) e, consequentemente, danos potenciais a equipamentos conectados à rede elétrica.
Além da intermitência, outro obstáculo é o fato de que geradores eólicos e solares produzem eletricidade em corrente direta, enquanto a energia é transportada pelo SIN em corrente alternada. Assim, é necessário um inversor para sincronizar tais unidades produtoras aos sistemas de distribuição e transmissão, adicionando uma etapa extra ao processo e tornando-o mais suscetível à eventuais falhas. As UHE (Usinas Hidroelétricas) e as UTE (Usinas Termoelétricas), por outro lado, produzem eletricidade diretamente em corrente alternada síncrona, podendo atuar como controladoras robustas de tensão e frequência.
Tendo em vista essas características, se torna necessário uma série de salvaguardas para que a falha de um subsistema, ou de uma determinada unidade produtora, não se propague para o restante do sistema. O SIN foi desenvolvido com a predominância de fontes de base (UHEs e UTEs), portanto, sua nova configuração demanda adaptações.
Regiões que contam com alta concentração de renováveis intermitentes sem o devido planejamento, como é o caso do subsistema Nordeste, ficam mais suscetíveis a incidentes como o ocorrido recentemente. Durante a última ocorrência do SIN, a região foi a última a ter sua energia reestabelecida, demorando mais que o dobro do Sul e do Sudeste.
O aumento da participação de fontes renováveis ainda traz desafios relacionados à localização dos centros geradores. Diferentemente de UTEs, que podem ser instaladas de acordo com decisões estratégicas, painéis solares e turbinas eólicas estão vinculados a locais condicionados ao potencial de geração, que se dá pela incidência favorável de vento ou sol. Essa característica pode resultar em distâncias extraordinárias entre o ponto de produção da energia e onde ela será consumida.
Nesse cenário, linhas de transmissão cada vez mais extensas se fazem necessárias. O resultado é uma infraestrutura mais vulnerável às intempéries do clima e o aumento dos custos de investimento e manutenção do segmento, consequentemente onerando as tarifas.
Esse problema não é algo novo para o Brasil ou exclusivo das fontes eólica e solar, e vem se agravando nos últimos anos. As UHEs, responsáveis por mais de 60% da energia elétrica gerada no país, também são condicionadas ao potencial dos recursos hídricos de uma determinada região, além das condições climáticas que determinam o regime de chuvas. O impacto dessa limitação sobre o desenvolvimento da rede de transmissão nacional fica evidente quando se olha para as usinas de grande porte mais remotas do país.
Uma decisão determinante se deu no 1º governo Lula, onde a então ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, determinou que só seriam construídas no Brasil usinas com reservatórios a fio d’água. Assim, essas hidrelétricas passaram a ser intermitentes pelo fato de não terem reservatórios.
A determinação, de cunho exclusivamente ambiental, acabou por deixar as UHEs dependentes dos níveis de precipitação em suas bacias. O maior exemplo é a UHE Belo Monte, que, segundo dados de sua controladora, Norte Energia, produz em média 4.571 MW, cerca de 40% de sua capacidade.
O último leilão de linhas de transmissão da Aneel, promovido no fim de junho, é um bom exemplo do impacto da expansão das renováveis sobre o planejamento de investimentos no segmento. Com o objetivo de viabilizar o escoamento da energia renovável produzida na região Nordeste para os centros de consumo no Sudeste, o certame foi o maior do seu tipo já realizado pela agência e viabilizou um volume recorde de investimentos previstos para o setor elétrico, R$ 15,7 bilhões.
Ao todo, os trechos arrematados compõem a construção, operação e manutenção de 33 empreendimentos que totalizam 6.184 km de linhas de transmissão e subestações com capacidade de transformação de 400 megavolt-ampéres. Antes de pensar em uma transição energética apressada é necessário considerar os efeitos disso sobre a infraestrutura e a segurança do fornecimento. Ainda não há certeza de que as fontes renováveis tenham relação com a última ocorrência do SIN, mas é fato que sua expansão sem um planejamento e suporte adequados traz uma série de novos desafios aos sistemas de transmissão. Sem adaptações, esse movimento arrisca transformar o SEB (Sistema Elétrico Brasileiro) em refém do clima.
O SEB precisa de ajustes capazes de preservar sua segurança e operacionalidade frente ao processo de transição energética. A modernização do setor precisa ocorrer para trazer a compatibilização entre a evolução do parque de geração e da rede de transmissão.
Por Poder 360.

Expansão da geração própria aumenta o desafio de gerir a intermitência dos parques de energia eólica e solar.
A geração de eletricidade pelos próprios consumidores, por meio da geração distribuída (GD), alcançou 23 gigawatts (GW) de capacidade instalada em agosto, segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Com o uso de painéis solares, estes consumidores reúnem 11% de toda a geração do país (210,7 GW).
O ganho de escala da própria energia supera o ritmo de crescimento das fontes renováveis do modelo de geração centralizada. Nela, grandes parques de energia eólica e solar, projetados para atender o crescimento do mercado, são conectados diretamente às linhas de transmissão.
Na GD, o consumidor interage com a rede da distribuidora local. Ao fazer a adesão, é possível reduzir — ou até zerar — o valor da conta de luz. O desconto na fatura vem da redução do consumo da energia da distribuidora e da injeção do excedente gerado pelo painel solar na rede elétrica da mesma companhia.
Com incentivo financeiro à disposição, a GD assumiu o posto de terceira maior fonte de geração do país, atrás das hidrelétricas, com 52%, e da geração eólica, com 13%. Esta expansão colocou um ingrediente a mais à complexidade para operação do sistema, que já conta com o desafio de gerir geração intermitente dos parques de energia eólica e solar.
Dentro do sistema, a geração distribuída funciona, até determinado momento, como inibidora do consumo. Mas, quando os painéis começam a gerar excedente, a injeção de carga na rede faz o consumidor atuar como uma fonte adicional de energia, que precisa de uma destinação.
Questionado na semana passada sobre como lidar com a GD no sistema, o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), Luiz Carlos Ciocchi, disse, ao Valor, que é percebida uma mudança recorrente no “perfil de carga”. “Nós precisamos calcular a carga líquida, que é a diferença entre o que está sendo consumido e o que está sendo injetado pela geração distribuída”, disse.
O atual modelo de GD ainda é criticado por parte do setor por “prejudicar” os consumidores que não fizeram adesão. “Quando tem uma casa com GD e a outra casa sem, todas usam o mesmo transformador, estão ligadas à mesma rede e se beneficiam da confiabilidade do serviço. Só que uma paga integralmente pela rede e outra não”, afirmou Ricardo Brandão, diretor de regulação da Abradee, que representa as distribuidoras de energia.
Atualmente, as distribuidoras atendem 90 milhões de unidades consumidoras no país. Deste total, 2,09 milhões de clientes aderiram à geração distribuída.
Brandão disse ainda que os encargos setoriais endereçados à conta de luz são assumidos na maior parte por quem não fez adesão. Isso inclui a despesa com sobra de energia contratada em leilões, o que tende a aumentar sempre que o consumidor da GD injeta seu excedente na rede.
O presidente da Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD), Guilherme Chrispim, defende que essa geração “traz muitos benefícios”, ao reduzir a “pressão sobre a rede em diversos momentos” e evita o uso de outras fontes “mais caras e poluentes”, como as térmicas.
Chrispim considera que a expansão da GD também está sendo ditada pelos “vários modelos de adesão”, que incluem a “geração compartilhada” com novos mecanismos de financiamento.
Por Valor Econômico.

Alexandre Silveira participou de painel de economia verde no Fórum Esfera Brasil.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou nesta sexta-feira (25) que espera que o Ibama dê continuidade ao processo de licenciamento ambiental para a exploração de petróleo e gás natural na foz do Rio Amazonas, após a decisão da Advocacia-Geral da União (AGU).
“É importante que o Brasil saiba: já existe um processo de licenciamento em andamento”, disse Silveira durante painel realizado pelo Fórum Esfera Brasil.
A AGU publicou na última terça-feira (22) um parecer que concluiu que a elaboração de uma Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS) não impede o Ibama de conceder licença ambiental para explorar petróleo e gás natural na foz do Rio Amazonas.
O parecer foi elaborado a partir de um pedido de Silveira. Ele havia solicitado um posicionamento jurídico sobre o imbróglio envolvendo a perfuração de um poço em alto-mar na chamada margem equatorial, próximo ao Amapá.
“Eu tenho absoluta convicção que, vencida a questão da discussão da AAAS, que foi vencida no parecer da AGU, agora resta ao Ibama continuar o licenciamento”, disse o ministro.
“E as condicionantes colocadas vão ter todo o apoio, eu tenho absoluta certeza, de todo o governo, para que nós possamos ter essas riquezas pra combater a desigualdade no Brasil”, concluiu.
O parecer da AGU joga pressão política sobre a ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, que é contra a exploração na Foz do Amazonas.
Em maio, o Ibama negou um pedido de licença apresentado pela Petrobras para perfuração de um poço no bloco FZA-M-59, localizado naquela bacia marítima. Uma das principais exigências da autarquia ambiental era justamente a realização de uma AAAS pela empresa.
Silveira discordou da análise feita pelo Ibama e pediu formalmente à AGU que analisasse as normas aplicáveis ao caso.
Economia verde em debate
A declaração do ministro Alexandre Silveira foi proferida durante um painel sobre economia verde do Fórum Esfera Brasil.
Também participaram do debate o governador do Piauí, Rafael Fonteles (PT), o presidente da Vale, Eduardo Bartolomeo, a CEO da Sigma Lithium, Ana Cabral-Gardner e a diretora de sustentabilidade da JBS, Liège Vergili Correia.
Durante a conversa, o governador do Piauí destacou que o estado tem potencial de ter energia barata para produzir o hidrogênio verde.
“O único ponto de alerta que a gente coloca é a regulamentação disso o mais rápido possível. É urgente a regulamentação deste mercado no Brasil. Apesar disso vingar mais daqui a cinco ou 10 anos, as decisões de investimento estão sendo tomadas agora”, afirmou.
Para Fonteles, é necessário que o hidrogênio verde seja inserido nos dutos de gás natural.
“Temos que colocar, assim como existe a política do etanol na gasolina, do biodiesel dentro do diesel. Tem que ter um percentual de fertilizante verde no fertilizante consumido e do aço verde no aço consumido para a gente poder incentivar isso”, acrescentou.
Ao longo do debate, o presidente da Vale afirmou que a transição energética, na verdade, se trata de uma “revolução”.
“Esse termo ‘transição’ é um pouco diferente, no nosso caso é revolução energética”, destacou Bartolomeo.
“A gente tem uma capacidade de ancorar um desenvolvimento violento e transformar o hidrogênio verde numa velocidade ainda até mais rápida do que a solar”, disse.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Programa lançado no último dia 11 destaca o Estado como indutor da retomada econômica e da transição para uma economia descarbonizada.
A sinalização política do que o ministro da Casa Civil, Rui Costa, definiu como uma virada de mesa para destravar investimentos no país foi o principal aspecto do anúncio do novo Programa de Aceleração do Crescimento feito pelo governo federal no último dia 11 de agosto. O pacote de R$ 1,7 trilhão é formado por projetos já conhecidos, por isso o recado de que o poder público estará presente para estimular e apoiar investimentos, em sua maioria privados, tornou-se necessário, na avaliação de executivos do setor elétrico.
Antes mesmo de o presidente Luiz Inácio Lula da Silva reforçar o simbolismo político da retomada do programa que se tornou uma marca de seus dois primeiros mandatos, Costa pediu ao empresários que se planejem e se organizem para apresentar sugestões ao governo, e prometeu diálogo para materializar todas as obras.
Destacou entre os pilares do programa a transversalidade e o olhar na transição ecológica e na transição energética, com foco em investimentos que tenham como objetivo a descarbonização da economia e a projeção do país no cenário internacional. O eixo que aglutina o setor energético terá R$ 540 bilhões nos próximos anos, com destaque, no setor elétrico, para fontes renováveis, como geração eólica e solar fotovoltaica.
A prioridade será para obras capazes de destravar investimentos, disse Rui Costa. “Estamos estimando, só com linhas de transmissão, mais de R$150 bilhões de obras de parque solar, de parque eólico e de projetos do agronegócio”, deu como exemplo. Outro ponto que ele destacou é que o programa é dinâmico e poderá incluir outros empreendimentos que ficaram fora desse primeiro lançamento.
Para a presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica, Élbia Gannoum, o que é importante no anúncio do programa pelo presidente da República é a sinalização que ele dá ao setor privado, ao colocar o Estado como o indutor do crescimento econômico. A executiva, que representou o setor produtivo na cerimônia de lançamento do PAC, destaca que a maioria dos investimentos previstos para os próximos anos é privado.
“O que é importante? É o efeito multiplicador que esses investimentos trazem para a economia. Então, ele vai lá, faz um pacotão e sinaliza para o mercado que o governo está muito interessado. Só de ir lá na frente e falar já traz um efeito muito grande na economia, porque o mercado trabalha com expectativas.”
Outro aceno importante, na avaliação da presidente da Abeeólica, foi feito ao Congresso Nacional, mostrando que o governo está conversando com todo mundo. Élbia Gannoum considera ainda que o governo assumiu um posicionamento do país em relação à transição energética que era necessário.
O presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, Rodrigo Sauaia, também vê no PAC uma sinalização politica importante, porque ajuda a catalisar ações, políticas e incentivos, tanto no âmbito federal, quanto nos estados e municípios.
Há, ainda, um sinal econômico no gesto do governo, interpreta Sauaia. O dirigente da Absolar afirma que quando se mobilizam recursos e novas tecnologias, há uma movimentação do setor privado, mas também de financiadores públicos e privados e de investidores internacionais que busquem no Brasil oportunidades de crescimento e de investimentos.
Sauaia destaca que na parte de geração de energia a geração fotovoltaica representa 54,8% dos R$ 75,7 bilhões em investimentos previstos até 2026. São 196 empreendimentos de geração centralizada que somam 8.569 MW, no Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste. A maioria deles com recursos privados.
“Esses investimentos são certeza e garantia absoluta? Mais ou menos. Porque uma parte deles está em fase construção e outros em fase de licenciamento ambiental, mas tem uns que não foram iniciados.” Isso significa que o segmento terá um conjunto de desafios, que passam por questões de financiamento, de licenciamento, entre outras.
Para o executivo, ficaram lacunas a serem preenchidas no programa. Uma delas é a questão da inclusão da energia solar nos programas habitacionais, em especial no Minha Casa Minha Vida. Não há clareza em relação aos investimentos nesses programas.
Para o MCMV, estão previstos R$ 345 bilhões, dos quais R$ 316,7 bilhões vão ser investidos até 2026 na construção de quase 2,2 milhões de unidades habitacionais com recursos públicos e privados. A Absolar defende que o governo inclua a instalação de sistemas de geração fotovoltaica nesses empreendimentos.
Segundo Sauaia, isso exigiria aproximadamente R$ 10,9 bilhões em investimentos em energia limpa e renovável, com a instalação de 2,1 GW a 2,2 GW de potência adicionada. Para o executivo, essa é uma lacuna que existe não apenas nao apenas na habitação de interesse social. A distribuída em si não está incluída no PAC, mas o governo poderia lançar uma ou várias Parcerias Público Privadas para suprir sua demanda por energia elétrica, instalando sistemas em escolas, hospitais e prédios públicos.
Outro ponto que não foi tratado no programa é o hidrogênio renovável. Ficou fora também o armazenamento de energia elétrica.
Energia nuclear Mesmo com a movimentação do setor nuclear às vésperas do lançamento do novo PAC, a não inclusão de Angra 3 no programa de investimentos acabou se confirmando. O governo determinou a realização de novos estudos para definir com fica a questão da conclusão da usina, e incluiu R$ 1,89 bilhão para a modernização de Angra 1.
O que isso significa para o empreendimento? “Boa pergunta. Não tenho resposta. O que posso dizer é que a modelagem feita pelo BNDES para o Eletronuclear previa uma forma de financiamento sem recursos do Tesouro. Ela não precisaria estar no PAC,” afirma o presidente da Associação Brasileira de Energia Nuclear, John Forman. A ideia de estar no programa era para estabelecer que a central nuclear teria prioridade.
Segundo Forman, a grande questão agora é se a Eletronuclear vai continuar o processo de retomada, ou se vai esperar o novo estudo do governo. Para o executivo, o estudo será mais uma das muitas análises de viabilidade do empreendimentos, que deve chegar à mesma conclusão de que é mais recomendável concluir Angra 3 que desmobilizar a obra, para evitar perdas maiores.
Já o presidente da Associação Brasileira para o Desenvolvimento da Energia Nuclear, Celso Cunha, vê um fundo de verdade no argumento do governo de que precisa complementar os estudos para que a usina entre no PAC. “Se nos olharmos o pacote do BNDES que monta a segunda etapa do financiamento da obra, ele não está concluso. Se não está concluso, não está aprovado pelo TCU (Tribunal de Contas da União) e não está aprovado pelo CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) o modelo final, então, efetivamente, existem indefinições”, pondera o executivo.
Cunha lembra que há questionamentos sobre o valor da tarifa de energia da usina, mas isso pode ser contornado com medidas como o alongamento do prazo de financiamento e a redução dos custos passados, resultantes das paralisações do empreendimento.
O presidente da Abdan diz que o próprio ministro do Gabinete de Segurança Institucional (GSI), ligado à Presidência da República, já declarou que várias obras, inclusive Angra 3, ainda poderão ser incluídas no PAC.
Pequenas hidrelétricas
Mesmo reconhecendo a importância de terem sido contemplados no PAC, os empreendedores em pequenas centrais hidrelétricas dizem que poderiam oferecer muito mais de uma fonte de energia limpa, pulverizada em todo o território brasileiro e com uma cadeia produtiva 100% nacional.
“Minha primeira leitura é de que foi um pontapé inicial positivo. Pelo menos incluíram as PCHs no programa. Mas o número de empreendimentos que foi colocado está muito aquém do que a fonte pode entregar”, afirma a presidente da Associação Brasileira das Pequenas Centrais Hidrelétricas e das Centrais Geradoras Hidrelétricas, Alessandra Torres. Ela afirma que os 256 MW dos 20 projetos listados não chegam perto dos projetos inventariados na Agência Nacional de Energia Elétrica.
Na opinião de Alessandra, as PCHs deveriam ser inseridas no sistema de forma proporcional à entrada de novas usinas eólicas e solares, justamente para ter a complementariedade que o sistema precisa. A Abrapch sugeriu ao governo um plano de reinserção dessas usinas no planejamento. “Acho que aquilo que foi contemplado no PAC é importante, mas são projetos que já estão em construção”, reforça o presidente executivo da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, Charles Lenzi. Ele também avalia que as PCHs poderiam contribuir muito mais para o programa, e não somente pelo impacto econômico de gerar desenvolvimento e movimentar a indústria, mas pela pulverização dos empreendimentos e pelos atributos positivos da fonte hídrica em termos de tarifa e como uma fonte firme e renovável.
A busca de sinergia entre os projetos é apontada como uma vantagem do novo Programa de Aceleração do Crescimento pelo presidente da Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica, Mário Miranda. “Isso é interessante, porque é função do governo fazer um plano aglutinador”, explica o executivo.
Miranda vê como o desafio atual da transmissão atender todo o potencial eólico e solar que o Brasil tem. Um desafio que, em sua avaliação, é também da indústria, diante do aumento da demanda por equipamentos para as novas instalações que já foram ou serão leiloadas nos próximos anos.
A inclusão dos combustíveis de baixo carbono é uma medida que conta a favor do PAC, do ponto de vista da Associação Brasileira do Biogás. AAbiogás recebeu o anúncio como uma decisão positiva, e a presidente executiva da entidade, Renata Isfer, acredita que tendo os incentivos necessários, principalmente na parte de infraestrutura, o biometano e o biogás poderão ser protagonistas na transição energética, por todo o potencial do segmento. “Acredito que isso vai fazer toda a diferença quando você vir esses investimentos em infraestrutura no setor de biogás”, disse a executiva.
O pacote de obras chama a atenção também do setor de seguros, que vê no incentivo à retomada uma oportunidade de novos negócios. O CEO da corretora de seguros e gestora de riscos Gualcor, Vinícius Fontão, observa que o setor de petróleo e gás é um mercado que estava meio descrente no últimos tempos, em razão de decisões de governo, mas agora, com o renascimento do PAC, a euforia voltou ao mundo das seguradoras.
“A gente tem a retomada de negócios que vinham há cinco ou seis anos bem tímidos”, avalia o executivo. Ele conta que as empresas estão bem posicionadas para atender os novos projetos na área de energia.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

A apuração sobre as causas do apagão no Brasil que afetou 30 milhões de consumidores na terça-feira da semana passada está sendo a "mais importante da história" para o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), pois pode mudar paradigmas do setor, disse à Reuters o diretor-geral do órgão, Luiz Carlos Ciocchi, apontando que os indícios são de falha técnica e que não haveria culpa do operador.
O Relatório de Análise de Perturbação (RAP), que irá indicar as verdadeiras causas do apagão que interrompeu mais de 25% da carga de energia do Brasil, deve ficar pronto em 17 de outubro.
O problema foi iniciado a partir da falha em uma linha de transmissão operada pela Chesf, que foi sucedida por uma ainda inexplicada queda de várias outras linhas, desencadeando interrupções no fornecimento de energia em todos os Estados conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
É nesse "efeito cascata", ocorrido em 600 milissegundos, que o ONS se debruça no momento.
"Não consigo ver nada que possa dizer que a culpa é do ONS... Não vejo o ONS como responsável", afirmou o diretor-geral em entrevista, ao ser questionado sobre possíveis erros de previsão do operador que pudessem ter ocasionado o problema.
"Trabalhávamos naquele dia num regime igual ao dos dias anteriores, num regime absolutamente normal, sem alterar ou mudar nada."
O clima é de expectativa para a divulgação do diagnóstico final, depois de alguns agentes do mercado de energia levantarem dúvidas sobre planejamento e programação do ONS, principalmente em relação à geração das usinas eólicas e solares no Nordeste.
O diretor-geral do órgão disse que também está ansioso pelo relatório técnico.
Fonte e Imagem: Portal UOL.

Segundo ministério, montante para pesquisa do Programa Nacional de Hidrogênio será quase 7 vezes maior do que em 2020.
O Ministério de Minas e Energia divulgou nesta 5ª feira (24.ago.2023) o Plano de Trabalho Trienal 2023-2025 do PNH2 (Programa Nacional do Hidrogênio). O objetivo é estipular metas e cronogramas para o incentivo do mercado de hidrogênio no país. Eis a íntegra do documento (14 MB).
Uma das ações prioritárias do plano é aumentar em quase 7 vezes os investimentos anuais em pesquisa, desenvolvimento e inovação em hidrogênio de baixa emissão de carbono. Como resultado das ações propostas no plano, o montante passará de R$ 29 milhões em 2020 para R$ 200 milhões ao ano em 2025.
Com o lançamento do plano, o governo sinaliza para o setor privado que vai ampliar o acesso a financiamento competitivo com os bancos de desenvolvimento. Essa estratégia tem como alvo viabilizar projetos em larga escala e firmar parcerias com empresas. O documento também determina que um marco regulatório deve ser criado para dar segurança jurídica aos players que tenham interesse em investir no setor.
O plano anunciado pelo governo também estipula algumas metas para os próximos 12 anos. Segundo o documento, até 2025 o governo pretende disseminar plantas piloto de hidrogênio de baixo carbono em todas as regiões do país.
Já em 2030, o objetivo é consolidar o Brasil como o mais competitivo produtor de hidrogênio de baixo carbono no mundo. Em 2035, o plano desenha que o país será capaz de consolidar hubs (lugares que agregam diversos produtos ou serviços ao mesmo tempo, gerando mais valor para empresas) de hidrogênio no Brasil.
“Precisamos avançar no mapeamento junto à indústria e outros segmentos, como o transporte. Esse documento representa um marco no compromisso do governo com a implementação das ações que vão trazer condições de desenvolver o setor”, disse o secretário nacional de transição energética e planejamento do ministério, Thiago Barral.
Fonte e Imagem: Poder 360.

O peso cada vez maior dos subsídios pagos por meio da conta de luz inviabiliza que o Brasil possa seguir o caminho dos Estados Unidos e na Europa, onde volumes expressivos de recursos são destinados à baratear o desenvolvimento do hidrogênio de baixo carbono e novas tecnologias associadas. A vantagem competitiva do país, segundo especialistas, está no custo mais baixo da energia renovável gerada.
O assunto foi discutido durante o Lefosse Energy Day, realizado nesta quarta-feira, 23 de agosto, em São Paulo.
"O consumidor de energia no Brasil não tem mais espaço para pagar encargo, e o contribuinte não tem mais espaço também, tanto que estamos em meio à um grande e longo debate sobre a reforma tributária", disse Heloisa Esteves, diretora de Estudos do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Segundo a diretora da EPE, o Inflation Reduction Act (IRA), política dos Estados Unidos que estimula a geração renovável, incluindo o hidrogênio, ajuda a atrair os projetos para o país, mas isso não reduz o potencial desses empreendimentos no Brasil, onde a oferta de energia renovável necessária para o processo de eletrólise que produz o hidrogênio de baixo carbono é muito grande.
Um mecanismo possível para estimular o hidrogênio verde, segundo Esteves, está no crédito do BNDES. "Temos mecanismos como esquemas de tributação especial, incentivos importantes. Talvez a gente não consiga dar US$ 3 por kg de hidrogênio de subsídio, mas alguma coisa já temos a nossa disposição hoje", disse.
Para Marcel Haratz, presidente da Comerc Eficiência e vice-presidente da Associação Brasileira da Indústria de Hidrogênio Verde (ABIHV), a competitividade do hidrogênio verde brasileiro também passa por ações do governo que tragam segurança jurídica ao mercado, uma vez que os investimentos serão expressivos.
Outro caminho seria agregar valor ao potencial do hidrogênio verde de resolver o problema de curtailment dos parques renováveis do Nordeste, disse Haratz, se referindo à energia gerada e não usada para atender a demanda.
"O hidrogênio vai corrigir o problema de demanda", disse Raphael Gomes, sócio de Energia do Lefosse. Segundo ele, é "impensável" custear a produção do hidrogênio por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), mas é importante avançar nas discussões da modernização do setor para que se tenha uma alocação correta dos custos na tarifa de energia. "Não temos espaço para aumentar a CDE, mas temos soluções estruturais. Temos que tirar o PL 414 da gaveta e fazer isso de forma estruturada", defendeu.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

O comunicado não estipula os investimentos previstos para o leilão de setembro de 2024.
O governo brasileiro marcou para setembro o segundo leilão de projetos de transmissão de energia esperado para o ano que vem, reafirmando que o primeiro certame de 2024 será em março, segundo nota do Ministério de Minas e Energia.
O comunicado não estipula os investimentos previstos para o leilão de setembro de 2024. A nota com a atualização do cronograma das licitações foi divulgada enquanto o país se prepara para o próximo leilão de transmissão, que será o maior já realizado em termos de investimentos, em dezembro de 2023, com aportes previstos em 21,7 bilhões de reais.
De acordo com o ministro Alexandre Silveira, o leilão de dezembro será essencial para o escoamento de energia elétrica produzida a partir de fontes renováveis nas regiões Norte e Nordeste. "Estamos falando de 21,7 bilhões de reais em investimentos para garantir mais segurança e qualidade no fornecimento de energia elétrica...", disse.
Já o leilão de março de 2024 deverá ter projetos avaliados em mais de 20 bilhões de reais. O primeiro leilão de transmissão do país deste ano foi realizado em junho e resultou na contratação de 15,7 bilhões de reais em investimentos.
Também para 2025 estão previstos leilões em março e setembro. "Com esta portaria, reafirmamos também o compromisso do Ministério de Minas e Energia em dar publicidade ao cronograma dos leilões, conferindo maior transparência à sociedade e aos agentes interessados em investir em nosso país", comentou o ministro.
Fonte e Imagem: Época Negócios.

Vivemos em um mundo naturalmente mais ansioso diante do desafio em se atingir uma economia mais verde, que tem em suas costas o compromisso de se tornar NetZero até 2030.
Estamos vendo países do hemisfério Norte já sofrer sérias consequências motivadas pelo aquecimento global e, por isso, é natural que os olhos do mundo se voltem para a busca de solução, muito está atrelada à geração de energia renovável.
Quando uma ocorrência como a da semana passada - que afetou praticamente todo o Brasil e gerou angústia em milhões de brasileiros - acontece, é natural que a ansiedade para entender as causas se estabeleça. Porém, é bastante precipitado também, tecer hipóteses prematuras que acusam justamente essa fonte renovável tão necessária para o planeta como um gatilho para esse apagão. Dizer que a causa pode ter sido o aumento da geração de energia eólica, mais do que precipitado, é, talvez, irresponsável.
Nosso sistema é muito robusto quando falamos em linhas de transmissão, o suficiente para atender geração e carga na região Nordeste. Não é de hoje que a energia eólica se faz presente no Sistema Interligado Nacional, o SIN. No momento da queda de fornecimento, a energia eólica era responsável por gerar 16 MW, nada de surpreendente ou novo até então. No dia 4 de julho deste ano, batemos recorde de geração. Em apenas quatro dias de julho, a produção de energia eólica registrou índices inéditos, entre eles o montante mais elevado na geração instantânea e média no SIN de 2023, com produção de 19.720 MW, representando 27,8% da demanda de carga nacional e nenhum problema aconteceu.
Em 2021, as eólicas salvaram o País de um racionamento, gerando 63,20 TWh no acumulado do ano no Nordeste e transmitindo para o Sudeste brasileiro, naquela oportunidade, havíamos registrado um crescimento de 34% em relação ao ano anterior. Já passamos por isso outras vezes e, no passado, a causa foi realmente a falta de energia, muito diferente de hoje, onde temos energia em abundância.
Mas é importante destacar também que nosso sistema é tão robusto e consistente que, em poucas horas, houve o restabelecimento. Temos um sistema muito maior e mais complexo do que o resto do mundo e, mesmo assim, fomos mais ágeis. Olhando ao redor, vemos registros interessantes. Os Estados Unidos levaram, em 2003, até quatro dias para restabelecer a energia depois de um blecaute. No mesmo ano, na Itália, o apagão durou 12 horas. O mesmo ocorreu na Índia, em 2012, quando milhões de pessoas ficaram sem energia por dois dias.
Fonte e Imagem: Estadão.

Investimento em eólica e solar não pode atender a critérios políticos e precisa ser feito sem colocar o sistema em risco.
Uma semana depois do apagão que deixou boa parte do País às escuras ainda não sabemos suas causas. O pouco que foi informado é que um erro de programação provocou a “abertura” da linha de transmissão Quixadá II/Fortaleza II, da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf), subsidiária da Eletrobras. E que a “abertura” da linha levou à derrubada do sistema, num mecanismo de autoproteção.
Técnicos experientes do setor elétrico são unânimes em afirmar que apenas o mau funcionamento da linha da Eletrobras, que tem 15 anos de uso e passou por um “retrofit”, seria incapaz de provocar um problema sistêmico. Qual seria então o erro de programação que levou à “abertura” da linha? O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) disse que vai demorar 30 a 45 dias para descobrir.
Um dia depois do blecaute, o ONS optou pela cautela e reduziu fortemente a geração de energia solar e eólica no Nordeste. Isso porque uma das hipóteses é que o aumento da entrada desse tipo de energia, que vem sendo fortemente subsidiada, tenha provocado o problema.
É intensa a romaria de deputados do Nordeste no gabinete do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, pedindo mais investimentos em energia eólica e solar na região. Na semana passada, o Banco do Nordeste (BNB) confirmou que estuda pedir capitalização ao Tesouro, porque vem recebendo pedidos de financiamento superiores a sua capacidade de empréstimo.
Parque Eólico visto da praia de Tourinhos, no município de São Miguel do Gostoso (RN). Uma das hipóteses é que energia gerada por parques solares e eólicos causaram o apagão.
O investimento em energia eólica e solar deve ser incentivado e acompanha o que vem sendo feito nos países ricos, mas não pode atender a critérios políticos e precisa ser feito sem colocar o sistema em risco. O que temos assistido no Brasil, no entanto, é a uma intensa politização do setor elétrico em várias frentes.
No apagão, não foi diferente. Ao invés de optar pela transparência, o governo tentou culpar a Eletrobras recém-privatizada. A fila foi puxada pela primeira-dama Janja da Silva, que espalhou desinformação pelas redes, e endossada pelo ministro, que chegou a fazer insinuações de sabotagem.
autarquia, para que culpasse a Eletrobras pelo apagão. Diante da resistência dos técnicos e das denúncias das pressões pela imprensa, o governo recuou. O escândalo das joias de Jair Bolsonaro também ajudou a deixar o assunto em segundo plano. Até agora sobraram especulações e pressões políticas e faltou transparência num setor que mexe com a vida de milhões de pessoas e deveria ser eminentemente técnico. A sociedade ainda espera respostas.
Fonte e Imagem: Estadão.

Usinas devem começar a operar até 2027, com produção suficiente para abastecer 66 milhões de casas por ano. Flexibilização de requisitos e fim de subsídios levaram a aumento de pedidos.
O Brasil tem 1.011 projetos de geração de energia renovável que devem começar a operar até 2027. Esses empreendimento não contam, porém, com garantia de escoamento da produção a outras localidades.
O cenário foi intensificado graças a um decreto editado pelo então presidente Jair Bolsonaro (PL), em 2021. O texto introduziu a possibilidade de autorizar propostas sem um parecer para conectar a usina ao sistema elétrico nacional (entenda mais abaixo).
Os empreendimentos para os próximos quatro anos somam aproximadamente 46,5 GW (gigawatts) de potência. Isso é o suficiente para iluminar 66 milhões de residências por ano, segundo cálculo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
A maior parte dos pedidos é de usinas solares, no total de 37,9 GW, com previsão de começar a operar entre 2025 e 2027.
Esses projetos pediram autorização para operar à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), mas não têm contratos de uso do sistema de transmissão ou de distribuição que garantam sua conexão à rede.
Na prática, significa que não poderão transportar a energia produzida para seus clientes em outras localidades quando entrarem em operação.
Para começar a operar, um projeto de usina precisa de:
-parecer de acesso do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que traga a possibilidade e as condições de conexão ao sistema;
-autorização da Aneel;
-e assinatura de contrato de uso do sistema de transmissão ou de distribuição, que serve como garantia de que a usina vai conseguir se conectar.
Segundo levantamento da Aneel a pedido do g1, 730 projetos foram autorizados sem parecer do ONS.
'Corrida' de projetos
No último ano, uma mudança na concessão de subsídios a usinas de energia renovável levou, segundo especialistas, a uma "corrida" para apresentar projetos à Aneel.
Segundo a regra, os benefícios à operação de usinas só poderiam ser aplicados a projetos apresentados até março de 2022. Após o prazo, os descontos passaram a ser reduzidos progressivamente, de acordo com um cronograma definido em lei.
Em uma espécie de flexibilização, em dezembro de 2021, Bolsonaro editou decreto que permitiu à Aneel deixar de exigir um documento do ONS que comprova a possibilidade de conexão da futura usina ao sistema de transmissão nacional.
Isso intensificou a chamada “corrida ao ouro” para obter as permissões de geração, principalmente de usinas de energia solar e eólica, mas sem a garantia de que poderiam escoar a energia quando começassem a operar.
Sem estar conectado, não é possível escoar a energia produzida aos consumidores em outras localidades.
Capacidade de transmissão
Segundo o diretor da Aneel Hélvio Guerra, o aumento do número de projetos de geração de energia sustentável revela um problema do sistema elétrico brasileiro.
Guerra afirma que não há capacidade para recepcionar as iniciativas na atual estrutura de transmissão nacional.
“Se por um lado temos um estoque de projetos já outorgados ou em análise na Aneel, temos também uma extensa rede de transmissão que precisa ser contratada, construída e disponibilizada para atender a toda essa geração. Entretanto, essa expansão de transmissão tem um custo, visto que suas instalações são remuneradas por sua disponibilidade”, explica.
Para aumentar a capacidade, o governo tem lançado grandes leilões de transmissão -- em que se contrata a construção das linhas e a infraestrutura necessária para o escoamento de energia. Só em 2023, os dois certames devem bater recordes sucessivos de investimentos previstos.
Ex-diretor da Aneel e professor aposentado da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), Edvaldo Santana avalia, porém, que é um erro construir linhas de transmissão para atender aos projetos.
O especialista frisa que o crescimento econômico do Brasil e o nível atual de consumo não justificam tantos investimentos em geração e escoamento de energia.
“Pode até construir transmissão, mas vai construir para atender uma geração que não tem consumo. O consumidor vai pagar por uma transmissão, como nesses últimos leilões, e não vai consumir a energia”, completa.
De acordo com o advogado Henrique Reis, a Aneel tem entendido a falta de infraestrutura para conexão das usinas no sistema interligado nacional como um risco do empreendedor. Reis afirma que a conexão ao sistema é um direito assegurado por lei.
Suspensão de contratos
Com tantos projetos na fila, a Aneel promoveu alterações em entendimentos do processo de autorização para usinas de energia renovável.
De acordo com a advogada Bruna Correia, em um primeiro momento, as empresas começaram a apresentar pedidos para alterar o cronograma de construção dos empreendimentos.
“Os agentes começaram a entrar com pedidos de alteração do cronograma alegando diversos aspectos, muitos deles como consequência ainda da Covid-19”, diz.
Logo depois, a Aneel adotou novo procedimento para atrasos na implantação de usinas do mercado livre de energia — grande maioria dos projetos na fila. A partir da mudança, os agentes passaram a ter que comprovar justificativas para alterar o cronograma.
“Se você não tem a alteração do cronograma, não tem a postergação do início de execução do Cust [Contrato de Uso do Sistema de Transmissão], que é um custo alto para os agentes, e eles podem sofrer processos de fiscalização sobre o andamento da implantação e [virar] objeto de penalidades administrativas”, explica.
A mudança abriu outra frente de judicialização por parte dos empreendedores. Segundo a advogada, responsáveis pelos projetos começaram a mover ações na Justiça para suspender a execução dos contratos.
'Dia do perdão'
No início de julho, a diretoria da Aneel decidiu criar um “dia do perdão” para as usinas de energia renovável com contratos de uso do sistema em execução ou que iniciariam até 2026. O ONS recebeu 351 pedidos de adesão.
As usinas estão localizadas em nove estados: Minas Gerais, Bahia, Rio Grande do Norte, Piauí, Ceará, Mato Grosso do Sul, Goiás, Paraíba e Alagoas — por ordem de quantidade de energia que seria inserida no sistema.
Como contrapartida, os empreendimentos não poderiam dar continuidade a processos judiciais para suspender a execução dos contratos. Com isso, a Aneel deve conseguir liberar cerca de 6 GW (gigawatts) no sistema de transmissão para escoar energia.
A Aneel também regularizou a situação das usinas com contratos assinados com cronograma atrasado, mas que ainda têm interesse em manter as autorizações de construção.
A agência deu prazo de 36 meses para os empreendimentos, com a ressalva de que as usinas deixem de contar com os subsídios.
“Há alguma expectativa de que a Aneel, dentro desse novo ambiente, talvez comece a mudar um pouco o entendimento e a percepção dela. Ou abra uma nova fase de consulta pública para dar tratamento a esses agentes que não foram abordados”, afirma a advogada Bruna Correia.
Henrique Reis prevê que, em um eventual segundo “dia do perdão” para os projetos sem contratos, a Aneel deve enfrentar uma discussão sobre as justificativas das usinas para os atrasos na entrada em operação.
“Por outro lado, pode haver problemas por grupo econômico. Caso haja uma entrega de um determinado volume de outorga sem implantação e sem excludente de responsabilidade, na avaliação de novos pedidos de outorga lá na frente, a Aneel pode avaliar o histórico do grupo econômico", afirma.
A depender do rigor da agência na concessão de novas outorgas para usinas, empresas que não conseguiram cumprir o cronograma de projetos anteriores podem ter dificuldade para aprovação.
A Aneel também colocou em consulta pública uma mudança nas regras de acesso à rede de transmissão, para passar a exigir a assinatura do contrato de uso do sistema de transmissão antes de autorizar a construção de uma usina.
“Entendemos que a garantia do Cust [Contrato de Uso do Sistema de Transmissão] será uma importante ferramenta para a garantia de que os agentes que assinem tais contratos estejam de fato interessados em empreender”, diz Hélvio Guerra.
Guerra defende que as duas medidas — o “dia do perdão” e a exigência dos contratos de transmissão — vão contribuir para um "melhor ambiente de negócios no setor elétrico, o que é importante não apenas para os geradores que almejam implantar seus empreendimentos, como para toda a sociedade”.
A exigência dos contratos, contudo, só deve valer para as usinas que solicitarem autorização depois que a norma for aprovada, o que não endereça a fila de projetos atual. A mudança ainda está em consulta pública, recebendo contribuições do setor.
Fonte e Imagem: O Globo.

Segundo a CNI, entrada de novos países no banco dos Brics elevaria estrutura de capital.
Empresários que viajaram a Joanesburgo, na África do Sul, para acompanhar os eventos da cúpula dos Brics nesta semana, pretendem levar à ex-presidente Dilma Rousseff, hoje no comando do banco dos Brics, um apelo para a expansão do financiamento de projetos de energia limpa no Brasil.
Segundo Ricardo Alban, presidente-eleito da CNI (Confederação Nacional da Indústria), a entrada de novos países pode mudar o cenário.
Neste ano, o principal tema da cúpula, que acontece de terça (22) a quinta (24), é a expansão do bloco (hoje formado por Brasil, Rússia, Índia e África do Sul), que estuda a candidatura de países como Argentina, Arábia Saudita, Cuba e Irã.
Conhecido como banco dos Brics, o NDB (New Development Bank) que tem hoje oito membros, (Emirados Árabes Unidos, Egito e Bangladesh, além dos cinco países originais do bloco) já avançou em negociações com a gigante do petróleo Arábia Saudita para admiti-la como novo participante da instituição nos últimos meses. A Argentina também manifestou interesse em ingressar no NDB.
"No banco dos Brics, há cotas de verbas para os cinco países. Poderemos até ter uma realidade modificada com a entrada de novos países. Assim, haveria uma estrutura de capital aumentada em função de uma nova realidade. O Brasil carece de linhas de financiamento competitivas. Temos um custo alto para adquirir estes recursos no país, o que não acontece no caso da China. O Brasil não pode perder a janela de oportunidade da economia verde", diz Alban em nota.
A representação da indústria no evento acontece por meio do Cebrics (Conselho Empresarial dos Brics), que reúne mais de 20 empresas dos países do bloco, como Vale, Banco do Brasil e Embraer.
As reuniões dos membros do Cebrics na África do Sul começaram no sábado (19). Os representantes empresariais pretendem fechar um documento com recomendações dos setores privados dos países envolvidos para ser entregue aos chefes de Estado no fim do encontro.
Para a CNI, que ocupa a secretaria-executiva da seção brasileira do Cebrics, uma das prioridades em discussão pelo setor privado é o estabelecimento de um acordo multilateral de serviços aéreos. A entidade avalia que os acordos bilaterais, que disciplinam serviços aéreos entre os territórios, são restritivos.
A CNI também menciona, entre outras prioridades, a harmonização de padrões de regulação para produtos manufaturados de modo a facilitar a incorporação nas cadeias de valor. Também está prevista uma reunião do Cebrics com os pares russos para discutir possibilidades de cooperação no setor de fertilizantes e biofertilizantes.
Na reunião já realizada com os indianos, neste final de semana, ficou definida a formação de um fórum empresarial nos próximos seis meses para trocar experiências e aprendizado tecnológico em áreas como energias sustentáveis brasileiras e serviços digitais indianos.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

O apagão que afetou o fornecimento de energia elétrica em quase todo o País na terça-feira, 15, provocou um debate entre agentes do setor sobre a participação das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira e seus impactos para a operação.
O evento, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), causou a separação elétrica das regiões Norte e Nordeste das regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste, com abertura das interligações entre as regiões. O termo "abertura" é utilizado quando uma linha de transmissão sai de operação. Há possibilidade de mais de um evento ter resultado no problema.
Na última década, a região Nordeste tornou-se um expoente da geração via fontes renováveis, sobretudo, eólica e solar, tornando-se um exportador de energia para os centros de carga, concentrados no submercado Sudeste/Centro-Oeste.
Para se ter uma ideia, só em julho, a energia eólica foi responsável por mais de 80% da expansão da geração de energia observada no País. Dos 525,5 megawatts (MW) acrescidos, 421,2 MW vieram de 18 novas usinas eólicas, das quais sete estão localizadas no Rio Grande do Norte, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Apesar de mais limpas e mais baratas, essas fontes renováveis não são unanimidade no setor por causa de sua característica intermitente, ou seja, elas não geram o tempo todo. Soma-se a este ponto a discussão a respeito da dimensão da expansão das redes de transmissão para seu "transporte".
O que foi dito
A Associação Brasileira de Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), por exemplo, aproveitou o apagão de terça-feira para emitir nota a respeito da necessidade de expandir o uso do combustível.
"A ocorrência de apagões no Brasil, mais além das razões que motivaram o blecaute desta terça-feira, reforça a importância de investimento em fontes de energia constantes e resilientes que garantam a segurança energética. É o caso das termelétricas movidas a gás natural", afirmou em nota.
O sócio e fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires, que também tem posicionamento a favor do desenvolvimento do mercado de gás, disse acreditar que o sistema de transmissão interligado, com linhas de transmissão "enormes", seria um problema. "Precisamos de mais segurança no sistema", escreveu em uma rede social.
A iniciativa foi criticada. Também em nota, o presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, Luiz Eduardo Barata Ferreira, disse, sem citar nominalmente os agentes, ver com "preocupação" os esforços para "defender interesses que sabiamente não fazem sentido nas condições do setor elétrico, como o aumento da participação de usinas térmicas na base da geração de energia elétrica".
"É lamentável o oportunismo de alguns que buscam privilégios e pretendem gerar caos se aproveitando do momento para incentivar o uso de energia cara, poluente e desnecessária ao sistema", completou.
A posição foi reiterada pelo presidente da Abrace Energia, associação que representa os grandes consumidores de energia, Paulo Pedrosa. "Sem conhecer as causas não se pode pegar carona nessa falha para defender todo o tipo de absurdo na forma de sobreinvestimento na transmissão e de contratação obrigatória de energia cara e desnecessária", disse numa rede social.
A posição do governo
Na entrevista coletiva realizada na terça-feira, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, defendeu as renováveis. "O sistema tem que se aperfeiçoar e se adaptar às energias limpas e renováveis. Fato é que elas são fundamentais e imprescindíveis para a transição energética", disse.
O ex-senador destacou o papel das usinas hidrelétricas no sistema elétrico, que disse ser robusto, apesar da necessidade de aperfeiçoamentos. Entusiasta do mercado de gás natural e crítico da estratégia de reinjeção utilizada pelas petroleiras, Silveira não deu destaque à fonte na ocasião, nem relacionou o crescimento das renováveis e programa de estímulo ao mercado de gás ao apagão.
Fonte e Imagem: Portal UOL

As informações constam no Informe Preliminar de Interrupção de Energia no Sistema Interligado Nacional, primeiro documento divulgado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) depois da ocorrência do apagão e que servirá como base para o diagnóstico final.
O que aconteceu:
Após o apagão da última terça-feira (15) que atingiu 25 estados e o Distrito Federal, o ONS informou ter reduzido carregamento das linhas de transmissão e adiado manutenções programadas como forma de garantir o fornecimento de energia.
As informações constam no Informe Preliminar de Interrupção de Energia no Sistema Interligado Nacional, primeiro documento divulgado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) depois da ocorrência do apagão e que servirá como base para o diagnóstico final.
Linha da Eletrobras desligou antes de apagão
A Eletrobras informou que identificou o desligamento da linha de transmissão 500kV Quixadá-Fortaleza por atuação indevida do sistema de proteção milissegundos antes do apagão que atingiu 25 estados e o Distrito Federal.
A Eletrobras avaliou que o desligamento da citada linha de transmissão, de forma isolada, não seria suficiente para a abrangência e repercussão sistêmica do ocorrido.
Segundo a empresa, as redes de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) são planejadas para que em caso de desligamento de qualquer componente, o sistema deve ser capaz de permanecer operando sem interrupção do fornecimento de energia.
Em nota, a Eletrobras avaliou "que a manutenção dessa linha de transmissão está em conformidade com as normas técnicas associadas".
A empresa assegura que continua colaborando para a identificação das causas do apagão e dos motivos que levaram aos desligamentos ocorridos no SIN, sob a coordenação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Na terça-feira, uma queda de energia atingiu todas as regiões do país. O Norte e o Nordeste foram os mais prejudicados e a normalização do sistema elétrico demorou mais nos estados dessas regiões do que nas outras partes do país.
ONS não acha causa do apagão
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, declarou que o ONS não apontou qual foi a falha que causou o apagão. Silveira esteve reunido ao longo do dia com representantes do ONS. Mais cedo, o ministro da Casa Civil, Rui Costa, afirmou que houve "erro técnico".
O ministro classificou a investigação da Polícia Federal como "extremamente necessária" após o ONS (Operador Nacional do Sistema) não encontrar as falhas técnicas que ocasionaram o apagão.
Ele também disse que pediu todo "rigor" e celeridade da PF na investigação. "Eu gostaria de compreender diferente, mas, mais do que nunca, eu acho que é extremamente necessária a participação muito ativa da Polícia Federal nesse caso, já que a ONS não teve como apontar uma falha técnica que pudesse causar um evento com a dimensão que teve a paralisação da energia no país", pontuou.
Silveira informou que foi detectado um problema no sistema da Chesf (Companhia Hidrelétrica do São Francisco), subsidiária da Eletrobras, em Quixadá, no Ceará. Mas ponderou que o evento sozinho não seria capaz de derrubar o sistema. "Esse evento isoladamente não causaria interrupção tão grave", disse o ministro à imprensa na porta do ministério.
A partir desse evento, considerado de pequena magnitude, segundo o governo, ocorreram outras falhas no sistema que ainda serão apuradas. "A Chesf admitiu o erro que não protegeu o sistema adequadamente nessa linha de transmissão [de Quixadá]", completou.
O ministro explicou que a Eletrobras apresentou um documento garantindo que o erro já foi corrigido no Ceará e disse que é provável que um outro apagão não volte a acontecer. "Vamos continuar atentos como sempre, mobilizados como sempre, porque é um setor extremamente sensível".
Com informações da Agência Brasil.
Fonte e Imagem: UOL.

Demora na divulgação de relatórios e explicações incompletas politizam discussão técnica, afirmam especialistas.
Demora na divulgação de relatórios e explicações incompletas deram ao apagão que afetou 25 estados e o Distrito Federal nesta terça-feira (15) contornos políticos inesperados para um tema normalmente técnico.
A falta de clareza abriu espaço para lobbies e guerra de narrativas que estão se voltando até contra o próprio ONS (Operador Nacional do Sistema).
Pelo protocolo, ele deveria ter apresentado na manhã desta quinta-feira (17) o Bise (Boletim de Interrupção do Suprimento de Energia). O documento não foi divulgado até a publicação deste texto.
O rito de divulgações já havia sido quebrado na terça. O ONS deveria ter publicado as primeiras informações até duas horas após a queda de luz dentro IPIE (Informe Preliminar de Interrupção do Suprimento de Energia). O documento veio em partes. Um texto saiu às 18h, quase 10 horas após a falha. Outra notificação saiu na quarta-feira (16).
O consolidado foi divulgado nesta quinta-feira (17) às 19h30. Nele, o ONS avisa que o RAP (Relatório de Análise da Perturbação), que é concluído em 30 dias, vai levar 45 desta vez.
O que se sabe até agora é que o chamado evento zero, que deu início ao apagão, ocorreu numa linha de transmissão entre o município de Quixadá e a capital Fortaleza. A frequência da linha caiu e o sistema de proteção falhou, disseminando a falha. Um incidente do gênero, num ponto como este, porém, não deveria deflagrar um apagão com escala nacional.
Na falta de detalhes, um ala de especialistas afirma que ainda vão descobrir que houve falha em alguma subestação, como Imperatriz (MA) ou Xingu (PA). Outro segmento, mais ligado a hidro, já cogitam que o próprio ONS pode ser parte do problema.
No mapa da produção nacional de energia elétrica, o ONS define quem gera e quanto gera. Há alguns meses, ele privilegiava as renováveis, especialmente eólicas, mesmo com os reservatórios de hidrelétricas cheios. As imagens de água sendo vertida das usinas chegaram a render lindas imagens.
É preciso destacar que a decisão é defensável pelo aspecto ambiental e financeiro, pois são fontes que aproveitam vento e sol com custos baixos. No entanto, existe um outro componente que precisa ser considerado na organização do mix de fontes. A estabilidade do sistema.
Usinas fornecem três elementos: elétrons, que chamamos de energia elétrica, mas também frequência, que deve ser de 60 hertz constante, e tensão, de 220 volts igualmente constante. O que garante essa estabilidade é o que a física chama de inércia.
Térmicas ajudam a dar estabilidade. Parques eólicos podem até ter sistemas que simulam o mesmo efeito. Mas a garantia mais firme, explicam engenheiros ouvidos pela reportagem, é fornecida principalmente pelos motores girantes das hidrelétricas.
Especialistas disseram à Folha que, ao ampliar em demasia as eólicas na composição do fornecimento nacional, o ONS pode ter reduzido a segurança do sistema. Isso explicaria como uma falha pontual numa linha tão marginal no Ceará alastrou-se e levou a um apagão de escala nacional.
Apenas a investigação detalhada poderá afirmar a responsabilidade do órgão, mas no dia seguinte ao apagão, justamente para dar mais estabilidade ao sistema, o ONS reduziu a produção de eólicas no Nordeste, bem como o envio dessa energia para o Sudeste (veja infográfico).
Procurada pela reportagem para comentar, o ONS disse que está apurando todas as possibilidades.
Os especialistas afirmam que não está em discussão reduzir o avanço das renováveis, mas encarar um debate mais organizado sobre como gerenciar o sistema elétrico nacional numa nova realidade.
Enquanto isso não ocorre, ganham força várias versões envolvendo eólicas no apagão que tratam de pane por excesso de produção, súbita falta de ventos e até queda de torres.
"Não teve problema na geração, e podia ser eólica, carvão ou nuclear que dava no mesmo", afirma Élbia Gannoum, presidente da ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica).
"Tem gente tentando aproveitar a situação para colocar a culpa na eólica e facilitar os projetos de lei no Congresso com jabutis para encher o país de térmicas. Isso eu não vou admitir. Acabou a brincadeira."
Para quem dissemina a ideia de sobrecarga dessa fonte, ela afirma que no dia 4 de julho a geração eólica atingiu a marca de 19 GW (giga-watts), bem mais que os 16 GW registrados no dia do apagão.
O deputado Danilo Fortes (União-CE) foi ao Ministério de Minas e Energia para entender a situação das eólicas. Defensor do setor, trouxe de volta para mesa a antiga discussão sobre falta de linhas de transmissão para escoar a produção.
"Mas mais de um ano que eu falo que precisamos ampliar o sistema", afirmou.
Os defensores de térmicas também entraram em campanha nos últimos dias. Logo após o apagão, a Abegás, associação que representa as distribuidoras de gás canalizado, disse que a ocorrência "reforça a importância de investimento em fontes de energia constantes e resilientes".
"É o caso das termelétricas movidas a gás natural", concluía o texto.
Candidato a presidir a Petrobras no governo Jair Bolsonaro (PL), o consultor Adriano Pires escreveu em uma rede social que a lição do apagão é que "não devemos abrir mão de térmicas":
"Nesse momento de transição energética é uma estupidez ficar refém da natureza com a geração eólica e solar", escreveu.
A crítica geral recai sobre o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, que virou o porta-voz do blecaute e politiza a discussão. Os técnicos sumiram. Na coletiva à imprensa na terça-feira, o secretário de Energia Elétrica Gentil Nogueira mal conseguiu se manifestar. A palavra não foi passada ao diretor-geral da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), Sandoval Feitosa, nem ao representante do ONS.
Na maior parte do tempo, o ministro criticou a privatização da Eletrobras, alinhando o discurso com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva. Desde a campanha, ele avisa que é contra a privatização. A AGU (Advocacia Geral da União) tem uma ADI (Ação Direta de Inconstitucionalidade) no STF (Supremo Tribunal Federal) reivindicando que a União tenha poder proporcional ao seu número de ações ordinárias.
Na quarta, Silveira conversou com jornalistas na porta do ministério para confirmar que a falha inicial ocorreu numa linha da Chesf, subsidiária da Eletrobras, mas ainda sem dar detalhes. Disse que continuariam investigando um segundo evento e que era importante manter a Polícia Federal no caso. Na sequência, Luiz Carlos Ciocchi, diretor-geral do ONS, falou que haviam descartado um segundo evento, o que gerou mais confusão.
Foi um dia de ofensivas à Eletrobras. Antes mesmo de o ministro confirmar a propriedade da linha, a PGR (Procuradoria-Geral da República) se manifestou a favor da ADI do governo no STF e sugeriu que as partes tentassem negociar. Ao mesmo tempo, a Senacon (Secretaria Nacional do Consumidor), do Ministério da Justiça e Segurança Pública, notificou a empresa para explicar a falta de energia.
A economista Elena Landau, especialista em energia, lembra que a Eletrobras tem 23% da capacidade geradora instalada no país e cerca de 40% do total das linhas de transmissão.
Quase todos os apagões registrados na história recente do país envolveram linha de transmissão, subestação ou equipamento da empresa, só que agora ela está privatizada. Ela diz que o governo usa uma falha menor como desculpa para pressionar a companhia.
"Quem fala de apagão é técnico, mas tudo ficou misturado porque o ministro teve um péssimo comportamento na coletiva. O governo podia ter quatro assentos no conselho que o apagão seria igual, porque não tem nenhuma relação com a privatização", afirma ela.
"Eles falam que a empresa é estratégica para o setor. Estratégico na cabeça de político é obra. O problema é que o governo perdeu o controle de como usar os recursos da Eletrobras e não pode colocar os R$ 70 bilhões de investimentos privados da empresa no PAC [Programa de Aceleração do Crescimento]."
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

O panorama do setor elétrico brasileiro será tema do Energy TechTALKS “Desafios e oportunidades no mercado de energia: quais novos fatores impulsionam a transformação da matriz?”, que o Canal Energia e o Grupo Electra promovem no dia 23 de agosto, às 10h.
O setor elétrico brasileiro vive um momento de intensas transformações. A urgência da descarbonização das economias combinada com a busca de fontes mais competitivas pelos consumidores acentua a demanda por energia limpa, provocando alterações significativas na nossa matriz elétrica. Ao mesmo tempo, a liberação do mercado tende a dar cada vez mais espaço para o empoderamento do consumo, com a livre escolha de fornecedores, enquanto o desenvolvimento tecnológico e a digitalização garantem alternativas para aumentar a eficiência dos processos e contribuem em favor da competitividade geral do setor.
Esse panorama complexo será tema do Energy TechTALKS, que o CanalEnergia e o Grupo Electra promovem no dia 23 de agosto, às 10h, com a participação do presidente do Grupo Electra, Claudio Fabiano Alves, e do CEO da NEAL, Edvaldo Santana, e mediação da vice-presidente de Comercialização da Electra Energy, Angela Saraiva. O episódio vai tratar de assuntos como os desafios e as oportunidades da abertura do mercado para novos consumidores, as condições macroeconômicas do setor elétrico e os desafios da operação com o aumento da participação da fonte eólica e solar na nossa matriz elétrica brasileira, entre outros.
Dentre esses desafios, destaque para o crescimento exponencial da micro e minigeração distribuída no comportamento da carga líquida e na formação dos preços da energia, além da visão dos especialistas participantes sobre as tendências do segmento.
Além disso, o evento vai tratar do futuro do setor elétrico, novas tecnologias e sua contribuição com a transição energética. Nesse contexto, chamam a atenção o custo ainda elevado das baterias e a importância da definição das regras da geração eólica offshore, que tem tudo para despontar entre os grandes pilares da participação do Brasil no mercado de hidrogênio verde. O evento será online e aberto para todos os interessados.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

A sociedade brasileira precisa conhecer melhor como funciona o seu sistema elétrico, a sua matriz, que precisa ser equilibrada entre as fontes e quais são os impactos e benefícios de cada uma.
As hidrelétricas oferecem ao Sistema Elétrico Brasileiro (SEB) tudo aquilo que o setor  necessita: suprimento, armazenamento, sazonalização, modulação da carga, segurança energética, flexibilidade, confiabilidade, geração de energia no horário de pico e a tarifa final mais barata ao consumidor. Hidrelétricas e seus reservatórios são questões de segurança nacional. Dizem respeito à segurança elétrica, hídrica e alimentar.
O apagão de terça-feira, 15 de agosto, ainda não tem suas causas completamente esclarecidas. Mas, independente das causas, uma constatação é certa: a segurança energética do Brasil está nas hidrelétricas, a fonte mais renovável de todas e com a menor pegada de carbono, segundo o IPCC.
Dados do ONS mostram claramente o comportamento das fontes de energia no momento do ocorrido. Houve queda abrupta das fontes intermitentes, eólica e solar, queda menor na fonte termelétrica, mas as fontes nuclear e hidrelétrica se mantiveram praticamente inalteradas, conforme mostra a figura do Operador a seguir:
Quando olhamos o comportamento das fontes, no momento de uma ocorrência sistêmica, a constatação é nítida: a hidrelétrica é a fonte renovável firme que sustenta a geração na base, sendo a mais confiável. Sua capacidade de recomposição do sistema, é o que permite a mais rápida retomada, como mostra a figura.
O ocorrido demonstra claramente que passou da hora de rever o planejamento da expansão do Sistema Elétrico Brasileiro.
Nos últimos 20 anos, o Brasil permitiu e aceitou um discurso absurdo de demonização de hidrelétricas e seus reservatórios, certamente promovido por quem tem interesses econômicos e políticos contrários. Isso atingiu inclusive as hidrelétricas de pequeno porte, que têm grande disponibilidade para implantação imediata, mas enfrentam dificuldade colossal na obtenção de suas licenças ambientais e na implantação de seus empreendimentos.
Para que se tenha ideia, atualmente, o país dispõe de 15 GW de PCHs inventariadas e que poderiam ser viabilizadas.
Segundo dados do Órgão Ambiental do Estado do Paraná, as PCHs, estão reflorestando 3 vezes mais vegetação do que aquilo que suprimem para fazer as obras, em estados onde tem Mata Atlântica e outros biomas importantes, além de inúmeros outros benefícios e mitigações socioambientais que outras fontes de geração não trazem.
Todas as fontes de geração têm impactos e benefícios, mas os impactos das renováveis só são imputados às hidrelétricas. Nosso país tem abundância de recursos energéticos renováveis, mas continua sendo  um país de vocação hídrica.
Em tempos de transição energética, mudanças climáticas e futuras previsões de escassez, o sábio a se fazer é reservar água, não só para geração de energia, mas para todos os demais usos.
As hidrelétricas não só fazem a segurança energética do sistema como trazem estabilidade aos sistemas de transmissão, reduzem perdas, entregam serviços ancilares, tão importantes ao sistema de transmissão, atributos que hoje não são remunerados e que as renováveis intermitentes não oferecem. Das energias renováveis, é a fonte com indústria e expertise 100% nacional, gerando renda e emprego no Brasil e não fora dele.
O Brasil saiu da tarifa mais barata do mundo na década de 1980 onde as hidrelétricas eram 85% da matriz, para hoje ter a 2ª. Tarifa mais cara do mundo, mesmo com uma matriz das mais renováveis do planeta. Alguma coisa no planejamento foi equivocada e passou da hora de rever esse modelo.
A sociedade brasileira precisa conhecer melhor como funciona o seu Sistema Elétrico, a sua matriz, que precisa ser equilibrada entre as fontes e quais são os impactos e benefícios de cada uma. É importante fazer os reforços no sistema de transmissão com novas linhas, além do reforço do sistema de distribuição, que permita a entrada de novas PCHs, mas é imprescindível retomar um programa de expansão de novas hidrelétricas e novos reservatórios no cenário atual.
Alessandra Torres de Carvalho é presidente da Abrapch (Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais Geradoras Hidrelétricas).
Fonte e Imagem: EnergiaHoje.

Claudio Sales, presidente do Instituto Acende Brasil, explicou que uma malha de distribuição única também propaga falhas mais rapidamente.
O sistema interligado de transmissão e distribuição de energia elétrica brasileiro é bastante eficiente, mas a maneira como ele foi construído possui a desvantagem de propagar rapidamente eventuais falhas operacionais. A afirmação é do presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales, nesta quarta-feira (16) à CNN.
A malha elétrica no Brasil é centralizada e administrada pelo Operador Nacional de Sistema Elétrico (ONS), uma opção histórica cuja principal vantagem é otimizar a operação, já que toda a energia produzida no país é agrupada e distribuída pelas diferentes regiões independente do local de produção.
“Podemos injetar energia nessa malha de qualquer lugar do país e ela será enviada para outras regiões”, explica.
A desvantagem é que eventuais falhas neste sistema se propagam rapidamente, justamente por causa da sua interligação.
Foi a opção pelo modelo interligado que gerou questionamentos nesta semana, depois que uma falha na rede de operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) causou um apagão atingiu todas as regiões do país na terça-feira (15).
Na avaliação de Sales, porém, apesar da falha, o sistema elétrico brasileiro é eficaz. “Do ponto de vista técnico, temos um sistema de segurança bem razoável e adequado, e que tem sido muito eficiente conforme o modelo escolhido”, avalia.
Sales ainda ressalta que o sistema de proteção da malha funcionou adequadamente após a ocorrência que deixou várias regiões do país no escuro.
Ponto crítico
Fontes do setor elétrico apontam que a falha que provocou o apagão de ontem no deve ter ocorrido por excesso de energia eólica e solar no sistema. Já segundo fontes de dentro da Eletrobras, a linha de transmissão que teve uma sobrecarga no Ceará pertence à companhia.
Este é o ponto crítico, na opinião de Sales. O especialista reconhece que o atual modelo elétrico pode não estar preparado para receber e absorver sem quedas o aumento de carga repentino proveniente de novas fontes de produção na matriz energética, como a solar e a eólica, que oscilam ao longo do dia por dependerem de fatores ambientais.
“Hoje temos fontes renováveis, especialmente no Nordeste, que têm uma dificuldade operacional gigantesca, porque o vento pode mudar de uma hora para a outra”, explica, o que pode gerar sobrecargas.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Apagão começou a ser registrado nos sistemas do ONS exatamente às 8h31 no horário de Brasília – quando foi interrompido o tradicional aumento da carga do sistema elétrico.
A manhã desta terça-feira (15) foi marcada por um apagão que afetou todas as regiões brasileiras a partir de exatamente 8h31, segundo os registros do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). De acordo com o ONS, a ocorrência desta terça provocou a “separação elétrica” das regiões Norte e Nordeste das regiões Sul e Sudeste.
O Ministério de Minas e Energia (MME) informou que o sistema elétrico nacional foi completamente restabelecido às 14h30, seis horas após a ocorrência, “restando ajustes pontuais a serem realizados pelas distribuidoras em algumas cidades”.
Como o apagão aconteceu?
O apagão começou a ser registrado nos sistemas do ONS exatamente às 8h31 no horário de Brasília – quando foi interrompido o tradicional aumento da carga do sistema elétrico. Em dez minutos, a carga do sistema elétrico brasileiro caiu 25,9%.
Dados que mede o SIN do ONS mostram que o Brasil registrava 73.484,7 MW às 8h30 no horário de Brasília em trajetória de alta – exatamente como acontece todas as manhãs. Mas, no minuto seguinte, às 8h31, a carga do sistema cai repentinamente cerca de 7%.
A perda de carga continua nos minutos seguintes até às 8h40, quando o sistema registra a menor carga do dia, de 54.383,7 MW.
Os dados do SIN mostram que houve, em dez minutos, perda de carga de mais de um quarto da energia do sistema. A partir das 8h41, a carga volta a subir gradativamente.
Segundo o analista de Economia da CNN Fernando Nakagawa, o Norte foi a região que mais sofreu com o apagão, com uma queda de 83,8% da carga em pouco mais de dez minutos.
O que provocou o apagão?
De acordo com o ONS, às 08h31 desta terça-feira, houve uma “ocorrência” – termo utilizado pela entidade para definir qualquer evento ou ação que leve o Sistema Interligado Nacional (SIN) a operar fora de suas condições normais.
O SIN é um sistema de grande porte que interconecta, em uma malha de transmissão, a energia elétrica gerada em usinas hidrelétricas, termelétricas e eólicas no país. O ONS é a entidade responsável por coordenar e controlar as operações do SIN.
Esse sistema é formado por quatro “subsistemas” divididos pelas regiões do Brasil: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. O estado de Roraima é o único ainda desconectado do SIN.
Segundo o ONS, a ocorrência às 08h31 desta terça provocou a “separação elétrica” das regiões Norte e Nordeste das regiões Sul e Sudeste.
Isso levou à “abertura das interligações entre essas regiões”. A “interligação elétrica” é como o ONS chama o conjunto de linhas de transmissão que conecta duas ou mais áreas do sistema.
Falha em Imperatriz/MA dividiu país ao meio, dizem fontes
O diretor editorial da CNN em Brasília, Daniel Rittner, apurou com técnicos do setor elétrico que a falha na interligação aconteceu em um circuito perto de Imperatriz, no Maranhão – uma falha que, na prática, dividiu o país ao meio.
No momento da ocorrência, a região Norte/Nordeste enviava grandes quantidades de energia para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Com a interligação comprometida, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste não gerava energia suficiente para atender toda a demanda, então houve acionamento do chamado ERAC — Esquema Regional de Alívio de Carga.
Esse mecanismo, previsto nas operações do sistema elétrico, derruba automaticamente o fornecimento de energia em algumas localidades a fim de minimizar os efeitos da perda de energia.
E apesar dos subsistemas de Norte e Nordeste estarem “exportando” energia no momento da falha, não foi possível manter a continuidade das operações nessas regiões, porque era preciso desligar turbinas de usinas hidrelétricas para impedir uma sobrecarga no sistema, que também derrubaria as redes.
“Houve pelo menos 16 mil MW de interrupção de energia. O Operador, assim que identificou a situação, iniciou ação conjunta com os agentes para restabelecer a energia nas regiões”, disse o ONS.
Retomada das cargas afetadas
O ONS afirmou que as causas da ocorrência – ou seja, o que provocou essa falha nas interligações dos subsistemas Norte e Nordeste com o Sul e Sudeste/Centro-Oeste – ainda estão sendo apuradas.
O vice-presidente Geraldo Alckmin disse que a investigação da causa da perda de carga no sistema seria feita após a normalização completa dos locais afetados.
Alckmin afirmou que a falta de energia pode ter sido consequência de uma falha em uma subestação de transmissão de energia na cidade de Imperatriz (MA).
“Estamos com um problema em Imperatriz, no Maranhão, mas já estão debruçados sobre o problema”, sinalizou.
Seis horas após um apagão afetar todas as regiões do Brasil, a energia foi restabelecida em todo o sistema elétrico nacional na tarde desta terça-feira (15).
O Ministério de Minas e Energia (MME) disse que o sistema foi restabelecido completamente às 14h30, “restando ajustes pontuais a serem realizados pelas distribuidoras em algumas cidades”.
A situação já havia sido normalizada nos locais afetados nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ainda pela manhã.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

O Senado realiza nesta quarta-feira (16), às 14h, audiência pública interativa que terá como tema “O setor energético e o segmento do hidrogênio verde”.
O debate é promovido pela Comissão Especial para Debate de Políticas Públicas sobre Hidrogênio Verde, presidida pelo senador Cid Gomes (PDT-CE). Instalada em abril, a comissão foi criada para avaliar, no prazo de dois anos, os programas de governo sobre o hidrogênio verde, de modo a fomentar o ganho em escala dessa tecnologia de geração de energia limpa.
Para isso, a comissão pretende ouvir especialistas por meio de audiências públicas, conhecer experiências domésticas e internacionais, bem como analisar as propostas em tramitação no Congresso Nacional com objetivo de propor a regulamentação necessária para a segurança jurídica e econômica da produção de hidrogênio verde.
Combustível limpo
De acordo com o site especializado Além da Energia, o hidrogênio como combustível pode ser de diferentes “cores”. A classificação ocorre conforme a fonte de energia usada para produzir o hidrogênio combustível. Há o hidrogênio cinza, produzido a partir de combustíveis fósseis. Quando essa produção vem de gás natural e há captura e armazenamento de carbono, vem o hidrogênio azul. Já o hidrogênio verde é aquele feito a partir da eletrólise. Porém, a energia inicial para a realização desse processo precisa vir de fontes renováveis para que o combustível se enquadre na categoria. Assim, a sua produção se dá sem a emissão de carbono. É por isso que especialistas veem este tipo de combustível como chave para um mundo mais limpo e sustentável. O uso mais conhecido do hidrogênio como combustível é nos automóveis, mas também pode ser usado na geração de energia para edifícios, entre outras.
Convidados
O debate contará com a presença, já confirmada, da especialista de Desenvolvimento Industrial do Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai) e representante da Confederação Nacional da Indústria (CNI), Paula Bucchianeri de Nadai; do diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Rodolfo Henrique de Saboia; e da gerente executiva ambiental e representante da Confederação Nacional do Transporte (CNT), Erica Marcos.
A comissão ainda aguarda a confirmação do diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica  (Aneel), Sandoval de Araújo Feitosa Neto; e da diretora-presidente da  Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (Ana), Veronica Sánchez da Cruz Rios.
A audiência pública será realizada na sala 15 da ala Alexandre Costa.
Fonte e Imagem: Agência Senado.

O plenário do Tribunal de Contas da União (TCU) deve deliberar nesta quarta-feira, 16 de agosto, sobre um processo referente ao comando da Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel), que pode ter efeito em cascata em outras agências reguladoras, incluindo abreviando o mandato de Sandoval Feitosa à frente da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
O processo em questão, sob relatoria do ministro Walton Alencar, trata de possível irregularidade no mandato do comando da Anatel. A corte avalia a validade do mandato de Carlos Baigorri na presidência da agência, pelo fato de que ele é diretor desde 2020 e foi indicado à presidência em 2021.
Por lei, as agências reguladoras federais têm diretorias ou colegiados de cinco membros, indicados pelo governo, que também é responsável por nomear um deles para a função de diretor-geral ou presidente do órgão. O mandato de cada diretor é de cinco anos, sem possibilidade de recondução para mandato consecutivo.
Até então, contudo, havia o entendimento de que um diretor poderia ser reconduzido a diretor-geral, como aconteceu na Aneel com o antigo diretor-geral, André Pepitone, e com o atual, Sandoval Feitosa, por se tratarem de "mandatos diferentes". O que o TCU discute é se isso pode ser feito ou se o limite de cinco anos engloba o mandato considerando diretoria colegiada e diretoria-geral. No caso em questão, de Baigorri, o mandato atual vai até 2026, mas se o limite de cinco anos for imposto ele será abreviado a 2024.
No caso da Aneel, o efeito em cascata pode abreviar o mandato de Sandoval Feitosa imediatamente. O diretor-geral ocupa um lugar no colegiado desde 2018. Seu primeiro mandato, como diretor, terminou em maio de 2022. Meses depois, em agosto, ele retornou como diretor-geral, para um mandato até 2027 - que poderá ser encerrado ainda em 2023, a depender da decisão do TCU.
Fonte e Imagem: Mega What.

Do total esperado, R$ 449,4 bilhões são para o período de 2023 a 2026 e R$90,9 bilhões após 2026.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva lança nesta sexta-feira, 11 de agosto, o Novo PAC, com previsão total de investimentos de R$ 1,7 trilhão. Do orçamento Geral da União são R$ 371bilhões; o das empresas estatais, R$ 343 bilhões; financiamentos, R$ 362 bilhões; e setor privado R$ 612 bilhões. Segundo o governo, o Novo PAC está organizado em medidas institucionais e em nove Eixos de Investimento. Do montante total, R$ 1,4 trilhão devem ser aportados entre 2023 e 2026 e R$ 300 bilhões após 2026.
Ainda de acordo com a divulgação do governo, as medidas institucionais são um conjunto articulado de atos normativos de gestão e de planejamento que contribuem para a expansão sustentada de investimentos públicos e privados no Brasil. São cinco grandes grupos: Aperfeiçoamento do Ambiente Regulatório e do Licenciamento Ambiental, Expansão do Crédito e Incentivos Econômicos, Aprimoramento dos Mecanismos de Concessão e PPPs, Alinhamento ao Plano de Transição Ecológica e Planejamento, Gestão e Compras Públicas.
Entre os novos eixos de investimentos, destaque para Transição e Segurança Energética, que terá R$ 540 bilhões em investimentos. O novo eixo, afirma o governo, garante a diversidade da matriz energética, a soberania brasileira, a segurança e eficiência energética para o País crescer de forma acelerada, gerando emprego, renda e inclusão social. Do total esperado, R$ 449,4 bilhões são para o período de 2023 a 2026 e R$ 90,9 bilhões após 2026.
Nesse eixo estão inscritos áreas como geração e transmissão de energia, Luz para Todos, eficiência energética, Petróleo e Gás, pesquisa mineral e combustíveis de baixo carbono. Em geração, os aportes totais serão de R$ 75,7 bilhões. sendo R$ 75,2 bilhões para o período 2023-2026 e R$ 500 milhões pós-2026. Dos investimentos esperados, apenas a térmica nuclear terá aportes estatal de R$ 1,9 bilhão para modernização de Angra 1 e um estudo de viabilidade técnica, econômica e socioambiental de Angra 3. Os demais aportes são classificados como privado.
O destaque fica para as usinas eólicas e solares, que somam 316 projetos, com aportes previstos de R$ 63,5 bilhões. As pequenas centrais hidrelétricas somam 20 projetos com R$ 1,3 bilhão. O Novo PAC tem ainda três térmicas a gás, com R$ 6,7 bilhões previstos, duas térmicas renováveis, com R$ 2,1 bilhões, uma hidrelétrica, com R$ 200 milhões.
O segmento de transmissão tem R$ 87,8 bilhões em aportes previstos, sendo R$ 69,8 bilhões até 2026 e R$ 18 bilhões pós 2026. São ao todo 111 projetos contemplados, sendo 59 pra conclusão de obras em andamento, com R$ 31,8 bilhões, e 52 novas obras, com R$ 56 bilhões. Para o Luz para Todos, estão previstos R$ 13,6 bilhões, sendo R$ 8,3 bilhões até 2026 e R$ 5,3 bilhões pós 2026. Os sistemas isolados receberão R$ 9,4 bilhões e a extensão de redes, R$ 4,2 bilhões. Serão atendidos quase 370 mil famílias.
Eficiência energética terá investimento de R$ 1,8 bilhão, os projetos de PPPs em implantação ou licitados de iluminação pública, somam 18 e terão R$ 1,6 bilhão. O outros R$ 200 milhões serão divididos entre as 16 PPPs em estudos e o Procel Reluz.
Petróleo e Gás terá R$ 335,1 bilhões, sendo R$ 273,8 bilhões até 2026 e R$ 61,3 bilhões pós 2026. O maior investimento de R$ 286 bilhões será em 19 projetos de desenvolvimento da produção. Combustíveis de baixo carbono terá R$ 26,1 bilhões, sendo R$ 20,2 bilhões até 2026 e R$ 5,9bilhões pós 2026. os destaques são as aréas de biorefino somando R$ 13,4 bilhões e etanol de segunda geração, com R$ 9,5 bilhões. O tópico pesquisa mineral terá R$ 307 milhões.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Ministro participou no Rio de Janeiro, ao lado do presidente Lula, do lançamento do programa.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, participou, nesta sexta-feira (11/8), no Rio de Janeiro, ao lado do presidente Lula, do lançamento do Novo PAC, com investimentos de R$ 1,7 trilhão em todos os estados do Brasil. O Ministério de Minas e Energia terá 165 empreendimentos no programa, com um investimento total de R$ 592 bilhões.
De acordo com o ministro Alexandre Silveira, os investimentos em transição energética vão alavancar o país e melhorar cada vez mais a vida das pessoas. “É o Novo PAC. É mais investimento. É sustentabilidade. É mais desenvolvimento para o Brasil. São R$ 1,7 trilhões em investimentos e geração de emprego e renda para a nossa gente. A esperança depositada no presidente Lula já tem dado frutos e o PAC é um importante marco para trilharmos o caminho em direção a um Brasil melhor”, afirmou Silveira.
E completou: “a transição e segurança energética consistem em um dos eixos fundamentais nessa caminhada. Relançamos na semana passada, em Parintins, no Amazonas, o programa Luz para Todos e lançamos o Energias da Amazônia, o maior programa de descarbonização do planeta. Cerca de meio bilhão economizados em diesel por ano. É inclusão energética. É redução de custos. É a redução da conta de luz dos brasileiros. É a descarbonização da Amazônia”, disse o ministro.
Entre os projetos do MME que vão ser contemplados no novo programa, está o Luz para Todos, que com previsão de investimentos de mais de R$ 14 bilhões em 11 estados, buscando universalizar o atendimento em todo o país. Também serão mais de 28 mil quilômetros em novas linhas de transmissão, projetos em usinas eólicas e fotovoltaicas, além do aumento da capacidade da interligação e escoamento de excedentes de energia da região Nordeste do país e Norte de Minas Gerais.
Também se destacam os projetos de Usinas Termelétricas a Gás Natural; estudos para geração de Hidrogênio Verde; extensão da vida útil da Usina de Angra 1 e a UTN Angra 3, que será considerado o estudo de viabilidade técnica, econômica e socioambiental do projeto.
Na área de petróleo, gás e biocombustíveis estão previstos projetos como o Projeto Integrado Rota 3; implantação de Biorrefino em refinaria de Mataripe; perfuração de 3 poços exploratórios dentro da campanha exploratória da Petrobras na Margem Equatorial; Unidade de Captura e Estocagem de Carbono (gás carbônico - CCS) em reservatório subterrâneo e conclusão da Refinaria Abreu e Lima (Refinaria do Nordeste, RNEST).
Por fim, estão previstos estudos para projetos de minerais de transição energética como Uranio, Cobalto, Níquel, Quartzo, Lítio, Cério-Terras Raras, Cobre, Grafita; estudos para avaliação dos depósitos minerais (P, K, N) e de aproveitamento de rochas e rejeitos de mineração.
“E é só o começo. Unindo esforços, vamos tornar o Brasil protagonista da Transição Energética, celeiro de alimentos e de energia limpa e renovável para o mundo, que volta seu olhar novamente para o Brasil e os investimentos já estão chegando: bioenergia, hidrogênio de baixo carbono, energia eólica, solar, isso, e muito mais, irá transformar o Brasil, trazendo desenvolvimento regional e melhor qualidade de vida para brasileiras e brasileiros. E, não tenho dúvida, o presidente Lula é o homem certo, no momento certo, no lugar certo, para nos liderar em direção ao país mais próspero, mais justo, mais igual e mais digno”, disse o ministro Alexandre Silveira.
Novo PAC
Os investimentos previstos no Novo PAC com recursos do Orçamento Geral da União (OGU) somam R$ 371 bilhões; o das empresas estatais, R$ 343 bilhões; financiamentos, R$ 362 bilhões; e setor privado, R$ 612 bilhões. O Novo PAC está organizado em Medidas Institucionais e em nove Eixos de Investimento.
A forte parceria entre Governo Federal e setor privado, estados, municípios e movimentos sociais é uma das principais marcas do novo programa para gerar emprego e renda, reduzir desigualdades sociais e regionais em um esforço comum e comprometido com a transição ecológica, neoindustrialização, crescimento com inclusão social e sustentabilidade ambiental.
Fonte e Imagem: Gov.br - MME.

A sustentabilidade foi bastante mencionada durante a cerimônia de lançamento do NovoPAC, que ocorreu na última sexta-feira, 11 de agosto, no Rio de Janeiro. Inclusive, com orçamento de um “Plano de Transformação Ecológica”. que incluiria o próprio PAC, masque não foi bem detalhado pelos ministros Fernando Haddad (Fazenda) e Marina Silva(Meio Ambiente e Mudanças Climáticas).
Sobre o plano, Haddad mencionou que há uma “aliança estratégica” entre seu ministério eo de Meio Ambiente e Mudanças Climáticas, áreas que seriam normalmente vistas como adversárias. Segundo o ministro, o Plano de Transformação Ecológica deve abarcar transição energética, novas regulações que favoreçam investimentos verdes, finanças sustentáveis, economia circular, bioeconomia, adaptação à mudança do clima, ciência e tecnologia e outras áreas.
Na coletiva de imprensa, a ministra de Meio Ambiente e Transição Energética, Marina Silva, disse que o Plano de Transformação Ecológica é “vivo em vários aspectos”, como infraestrutura, agricultura e energia. “Como o Plano é um processo em movimento, nunca estará acabado”, disse a ministra.
Ela celebrou a visão integrada entre desenvolvimento e sustentabilidade, e disse que novos servidores devem ser contratados para atender à demanda do órgão.
Créditos de carbono: votação no congresso esperada em agosto
Em seu discurso na cerimônia de lançamento, Haddad também mencionou o mercado de créditos de carbono no Brasil. Em conversa com jornalistas, ele explicou que o Executivo está trabalhando com o Senado para a elaboração de um texto sobre o tema, que deve ser votado em agosto.
O que deve ocorrer em setembro ou outubro, segundo Haddad, é a primeira emissão de títulos soberanos verdes, instrumentos de dívida pública lastreados em programações orçamentárias da União destinadas ao desenvolvimento sustentável.
GD no Minha Casa, Minha Vida pode vir de contratação de parques
Em coletiva de imprensa após a cerimônia de lançamento do Novo PAC, o ministro da Casa Civil, Rui Costa, e o ministro das Cidades, Jader Barbalho Filho, declararam que a geração solar fotovoltaica em conjuntos habitacionais do projeto Minha Casa, Minha Vida são uma prioridade.
Segundo Costa, a geração distribuída poderá vir da contratação de parques solares por investimento cruzado. “O que interessa não é a placa física dentro do conjunto habitacional, e sim a redução na conta da população de baixa renda”, disse Costa. Ele adiantou que há discussão para um marco legal sobre o tema.
Barbalho Filho também informou que, após o veto presidencial, foi criado um grupo de trabalho que inclui os ministérios das Cidades, Casa Civil e de Minas e Energia para viabilizar a geração distribuída nos conjuntos habitacionais.
Elbia Ganoum como representante do setor produtivo privado
Na cerimônia de lançamento do Novo PAC, a presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias (Abeeólica), Elbia Gannoum, representou o “setor produtivo privado e o conceito de desenvolvimento econômico e social sustentável”.
Em sua fala, Gannoum destacou o potencial brasileiro para bens e serviços descarbonizados e o efeito multiplicador da energia eólica. Segundo ela, os parques eólicos levaram a um crescimento de 20% região nordeste e de 21% no índice de desenvolvimento humano (IDH) na região, e cada R$ 1 investido em eólica retorna R$ 2,9para a economia.
“Nossa grande vantagem nesse momento é ser reconhecido como exemplo mundial em energia limpa”, disse Lula.
Para o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, a grande vantagem do Brasil está em sua matriz energética renovável. “Aproveitaremos essa que talvez seja a maior oportunidade histórica da nossa geração em nos tornar a grande potência sustentável do planeta e o Novo PAC certamente ajudará isso”, disse o presidente na cerimônia de abertura. Ele também mencionou os investimentos em energia renovável e as possibilidades em hidrogênio verde do país.
Fonte: MegaWhat. Imagem: G1.

Divulgada pela ABEEólica, a informação veio à tona durante o ENGIE Day, evento que contou com diversas discussões a cerca de transição energética, sustentabilidade e economia brasileira.
Até 2040, o Brasil terá o dobro de demanda de energia que possui hoje. Resultado de estudos sobre o setor elétrico, a informação foi divulgada pela presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Elbia Gannoum, que participou do ENGIE Day, evento que teve o objetivo de estimular o debate sobre transição energética, descarbonização da economia e seus impactos socioambientais.
Gannoum acredita que o país precisa investir na sua capacidade instalada – em todas as fontes renováveis. Ela afirmou que para o segmento de renováveis se desenvolver de forma concreta é fundamental a aprovação de arcabouços regulatórios que tragam segurança jurídica para atrair mais investimentos para o país, tais como projetos sobre eólicas offshore, hidrogênio verde e mercado de carbono.
Também participante do painel sobre as fronteiras da energia, Heloísa Borges, diretora de Estudos de Petróleo e Gás Natural da EPE, destacou que o Brasil tem uma grande “abundância de recursos naturais e potencial para atração de investimentos. Nossa matriz energética hoje é o que o mundo planeja para 2050”.
De acordo com Ana Meyer, desenvolvedora de negócios de Hidrogênio Verde da ENGIE, o hidrogênio é uma das grandes vocações do Brasil, pois o país tem todos os fundamentos necessários e recursos naturais competitivos. “É uma grande oportunidade para a descarbonização da indústria. Siderurgia, mineração e petroquímico são setores intensivos em consumo energético e o hidrogênio surge para descarbonizar esses processos”, pontuou Meyer.
A ENGIE é uma companhia que tem como objetivo expandir seus projetos com viés sustentável e tem na sua operação no Brasil um benchmarking para o grupo. A empresa pretende ampliar a geração de energia renovável e criar soluções para descarbonização de indústrias e cidades. Neste cenário, as operações da empresa no Brasil terão destaque para a meta do grupo em alcançar o net zero em 2045, de acordo com o CEO da ENGIE Brasil, Maurício Bähr.
"Temos projetos de 2.000 MW em energia renovável em implantação no país, com investimentos que superam R$ 10 bilhões. Além disso, estamos ampliando a rede de gasodutos da Transportadora Associada de Gás (TAG) e vencemos leilão para mais uma linha de transmissão, de 1.000 Km, que irá levar energia do Nordeste para o Sudeste. Esses empreendimentos estão alinhados com o nosso propósito de agir para acelerar a transição energética justa”, ressaltou Bähr, durante o ENGIE Day, evento realizado na quarta-feira, dia 2 de agosto, no Museu do Amanhã, no Rio de Janeiro.
Indústria e eficiência energética
A redução de emissões passa ainda pela melhoria da eficiência energética, especialmente no setor industrial brasileiro, que precisa investir no aprimoramento técnico e na troca de equipamentos obsoletos, segundo Venilton Tadini, presidente da Abdib.
Nesse sentido, a ENGIE oferece soluções para ajudar clientes a descarbonizarem suas atividades. "Quando encontramos, na indústria, vários processos e equipamentos obsoletos, consumindo energia acima da média, vemos nisso ‘o começo do fim’. E aí ou fazemos alguma coisa para melhorar ou a indústria brasileira não vai ser competitiva”, disse João Pínola, diretor de Utilities da ENGIE Soluções.
Financiamento
O financiamento da transição é um ponto importante e que tem no BNDES um agente fundamental. Uma das ideias para aumentar os recursos destinados às energias renováveis é utilizar o Fundo Clima. "Temos uma janela de oportunidade para sermos uma potência em renováveis e podemos usar o Fundo Clima", enfatizou Luciana Costa, diretora de Infraestrutura, Transição Energética e Mudanças Climáticas do BNDES, também presente no evento.
Gás Natural
Cotado como o combustível da transição energética, o gás natural recebe atenção de todos os elos do setor de energia. O caso brasileiro com recente avanço, após aprovação da Nova Lei do Gás, é visto com otimismo, porém as regulamentações estaduais merecem atenção para o mercado evoluir ainda mais. Para Gustavo Labanca, diretor-presidente da TAG, “passados dois anos e meio da Nova Lei do Gás, o país precisa da regulamentação de pontos da lei e harmonização das legislações estaduais para fomentar o segmento e consolidar a abertura, que já se traduziu em mais agentes e maior dinamismo do segmento, assim como para promover a complementaridade da geração renovável e para que o gás traga segurança energética".
Diversidade e inclusão
Outro tema debatido no evento foi a necessidade de o setor energético investir em diversidade e inclusão. Segundo Renata Spada, Head Global de Aquisição de Talentos e Diversidade, Equidade e Inclusão da ENGIE, ampliar a diversidade dos seus recursos humanos é um objetivo do grupo: “Uma das nossas metas é atingir pelo menos 40% de mulheres nos cargos gerenciais do Grupo até 2030. E temos programas de educação para que este objetivo avance”.

Já Juliana Kaiser, fundadora da Trilhas de Impacto, ressaltou a carência do número de mulheres em níveis hierárquicos mais elevados nas empresas: “Há ainda preconceito com mulheres em cargos de liderança de uma maneira geral, mas eu estou otimista. As empresas, especialmente as listadas em bolsa, terão que promover a mudança e isso vai acelerar o processo”.
Fonte e Imagem: Exame.com.

Gesto do presidente da Câmara seria uma demonstração de quem manda na agenda legislativa do setor.
Duas semanas depois de o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, anunciar que o governo pode substituir o PL 414 por um novo projeto de modernização do setor elétrico, o presidente da Câmara dos Deputados, Arthur Lira (PP-AL), decidiu criar uma comissão especial para analisar a matéria. O gesto foi entendido no setor como uma demonstração pública de quem manda na agenda da casa.
O ato de Lira, que até então tinha sinalizado para a votação do projeto diretamente em plenário, sem, no entanto, pautar o tema, foi oficializado na última terça-feira, 8 de agosto. O PL 414 altera o modelo regulatório e comercial do setor elétrico e é focado na expansão do mercado livre, mas já teve temas incluídos na Lei 14.300, que criou o novo marco da micro e minigeração distribuída.
Em tese, o projeto terá uma tramitação mais rápida na comissão especial do que se tivesse de passar por várias comissões permanentes até chegar ao plenário. Para quem acompanha o Legislativo, no entanto, está claro que ele não é prioridade na pauta da Câmara. O presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico, Mário Menel, acredita que a decisão de instalar a comissão foi um movimento para não perder espaço político, após o anúncio do ministro. Silveira considera que o projeto de lei está desidratado e não resolve todos os problemas do setor. A expectativa de Menel é que o deputado Fernando Coelho Filho (União-PE), que tinha sido nomeado relator de plenário, continue na relatoria da comissão.
O cientista político e diretor da Dominium Consultoria, Leandro Gabiati, também considerou a atitude de Lira um movimento político, por dois motivos prováveis. Um deles é manter pautas relevantes tramitando na Câmara, e o outro sinalizar que será o Legislativo quem vai liderar a discussão do marco regulatório do setor.
No encontro de lideres de setor elétrico com o governo, foi feita uma sugestão aos executivos presentes de que fosse apresentada alguma proposta de consenso. Uma agenda nesse sentido tinha sido elaborada pela Volt Robotics para o Fase no ano passado, para apresentação a todos os candidatos à Presidência da República.
A ideia é de que o texto seja atualizado e entregue ao governo em meados de setembro, antes do prazo de 90 dias anunciado pelo ministro, que termina no fim de outubro. Se as sugestões forem aproveitadas em um eventual proposta para o Congresso Nacional, a discussão será acompanhada pelo setor no Legislativo.
A agenda proposta no período eleitoral não tinha uma cara de governo, explica Menel. Agora, ela está sendo aprimorada e atualizada para refletir a evolução de temas como transição energética e hidrogênio verde, e abordando com mais profundidade outras questões que não foram bem desenvolvidas na época. Além disso, é possível transformar essa agenda, criando uma espécie de guarda chuva que permita a apresentação de projetos específicos.
Há temas relevantes, como, por exemplo, aumento da carga, regras para exportação de energia, avaliação da separação de lastro e energia e serviços ancilares.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

ABH2 defende espaço para fósseis em marco legal do hidrogênio.
O governo do Ceará se uniu nesta quarta (9/8) às associações da indústria eólica, solar e de biogás em um pacto brasileiro pelo hidrogênio verde.
A iniciativa, lançada pela Abeeólica, Absolar, Abiogás e Câmara Brasil-Alemanha (AHK) em maio mira a definição de um marco regulatório para aumentar a competitividade do combustível no Brasil e no exterior, além de marcar posição sobre as rotas de produção que devem ganhar apoio político.
O Ceará já possui 30 memorandos de entendimento com empresas interessadas em integrar o hub de hidrogênio verde no Porto de Pecém. Segundo o estado, os projetos representam investimentos de US$ 29,7 bilhões.
No Pecém, o foco é a produção a partir da eletrólise, que utiliza eletricidade renovável para separar as moléculas de H2 da água. Uma parte dos projetos em estudo no porto combinam investimentos em eólicas offshore – outro segmento pendente de definições regulatórias.
Segundo maior porto do Nordeste brasileiro, o Pecém anunciou em 2021 sua ambição de atrair investimentos para produção e fornecimento do novo energético e, de lá para cá, vem firmando acordos com o governo e empresas como AES Brasil, Fortescue, Linde, Qair, TransHydrogen Aliance, Eren do Brasil, Casa dos Ventos, Engie, EDP Renováveis e White Martins.
Foco em renováveis
A adesão do Ceará ao movimento das associações de energia renovável promete fortalecer as articulações por um marco legal que privilegie fontes renováveis.
O governador do estado Elmano de Freitas (PT) chegou a defender que a reforma tributária incluísse incentivos fiscais ao hidrogênio verde, tais como os que existem para as energias eólica e solar fotovoltaica.
“O H2V é estratégico para o país e decisivo para o desenvolvimento do Ceará. A criação de uma sensibilização política e social é importante para que o hidrogênio se torne prioridade em todo o país. Temos no hidrogênio verde um setor que pode alavancar diversos outros setores. É algo único para o Ceará”, disse Elmano nesta quarta.
Em dezembro do ano passado, a EDP Brasil produziu no estado a sua primeira molécula de hidrogênio verde.
Obtida na unidade de geração de São Gonçalo do Amarante, marcou a primeira etapa do projeto piloto no Complexo Termelétrico do Pecém (UTE Pecém). A planta conta com uma usina solar com capacidade de 3 MW e um módulo eletrolisador com capacidade de produzir 250 m3/h do gás.
Após produzir a primeira molécula, o Ceará agora quer produzir hidrogênio verde em grande escala, afirma Elmano.
Espaço para fósseis
O marco legal é discutido em diversas frentes: na Câmara, no Senado, no governo federal e nos estados, que começaram a desenhar suas próprias regulações.
Em um país com dimensões continentais e muitas opções de fonte de energia, as possibilidades de rotas para o hidrogênio são muitas e, naturalmente, todo mundo quer entrar na onda dos incentivos.
Na visão da Associação Brasileira do Hidrogênio (ABH2), a inclusão de rotas mais baratas facilitará o avanço da regulação brasileira de hidrogênio e a abertura de mercados na corrida global pela molécula.
Além de garantir um fornecimento constante de energia, visto que a disponibilidade dos recursos renováveis varia ao longo do ano.
“[Mesmo] com o potencial de geração eólica, solar e hidráulica, é importante que o Brasil tenha várias rotas porque as energias renováveis são intermitentes. Desta maneira, o Brasil terá eletricidade firme durante o ano inteiro”, explica o presidente da ABH2, Paulo Emílio Miranda.
Ele participou de audiência na Comissão Especial de Transição Energética e Produção do Hidrogênio Verde (CEHV) nesta terça (8/8). A comissão planeja apresentar, ao final dos trabalhos, um marco legal para o hidrogênio no Brasil.
Fonte e Imagem: epbr.

Ex-diretor da Aneel comparou falta de independência da entidade ao antigo DNAEE e disse que situação mina a confiança do investidor.
As divergências expostas pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica mostram que a autarquia vem perdendo relevância no setor e são apenas uma parte do atual momento que a agência reguladora vive. Apesar de ser natural membros não concordarem, discussões sempre ocorreram em encontros fechados e não em reuniões públicas e com transmissão via internet como a protagonizada na última terça-feira, 8 de agosto.
Na avaliação de Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel, a agência não está sabendo posicionarse diante das pressões políticas. E isso ocorre desde 2012, quando participou da MP 579. O executivo foi o entrevistado no CanalEnergia Live desta quarta-feira, 9 de agosto, para abordar a reunião realizada esta semana e que gerou polêmica com a saída de dois dos quatro diretores presentes à sessão.
“Interferências políticas são cada vez maiores na Aneel (…) a própria linguagem que é utilizada se aproxima mais da linguagem parlamentar e não de uma agência reguladora”, afirmou ele. “A continuar do jeito que está, a Aneel sendo ‘saco de pancada’ sem força nem para calcular as tarifas de distribuidoras que têm regras escritas detalhadamente, melhor voltar como um departamento do MME como era o Dnaee do que ter um fingimento de independência que existe apenas frente aos agentes (…) a agência está enfraquecida por causa de pressões vindas do Congresso”, disparou.
A afirmação veio em decorrência da cobrança do governador do Pará, Hélder Barbalho (MDB), por uma interferência parlamentar na Aneel por causa da perspectiva de aumento das tarifas da Equatorial naquele estado. Acontece que o pedido de intervenção feito despreza as responsabilidades do próprio Estado nas ações para evitar perdas por furto, e ainda há as mudanças do Congresso (PL 365) no sinal locacional. Essas questões ajudariam a reduzir as tarifas no Norte e Nordeste não foram levadas em consideração. Isso, argumenta Santana, mostra a interferência política em questões técnicas e “sem uma resposta adequada” da agência. Essa situação, continuou ele, é vista como uma forte munição para a corrente que há no Congresso Nacional que defende a interferência nas agências reguladoras, mais notadamente o deputado federal Danilo Forte (União Brasil-CE).
Para Santana, a questão da divergência que começou com a indicação de um procurador da Anatel para a Aneel é justa, mas há mais questões envolvidas. E como consequência, no final do dia dessas verdadeiras batalhas políticas a confiança do investidor acaba sendo minada.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Durante discurso na Cúpula da Amazônia, presidente disse que “Brasil desempenhará papel central na transição energética”.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) disse nesta terça-feira, durante seu discurso na Cúpula da Amazônia, que o Brasil deve liderar a produção de fontes de energia limpas como a solar, a biomassa, o etanol e o hidrogênio verde.
Lula ainda prometeu que no seu governo o “Brasil desempenhará papel central na transição energética”.
A declaração foi dada depois do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, dizer que o mundo ainda não pode renunciar ao combustível fóssil.
“O mundo ainda, infelizmente, não chegou ao ponto de poder renunciar à matriz energética atual, que tem o combustível fóssil como predominante”, disse o ministro ao chegar ao hotel onde a comitiva presidencial está hospedada em Belém (PA) para participar da cúpula.
O ministro se coloca como antagonista na decisão do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) que negou o pedido da Petrobras para realizar pesquisas sobre a possibilidade de exploração de petróleo e gás natural na foz do Amazonas.
Meta de desmatamento
O presidente ainda ressaltou a meta de desmatamento zero do Brasil até 2030. O país vem defendendo a inclusão no texto final da cúpula do número, que integra o seu plano de combate ao desmatamento na Amazônia.
“Estamos empenhados em reverter esse quadro. Já podemos ver resultados. Os alertas de desmatamento na Amazônia tiveram uma redução de 42,5% nos primeiros sete meses deste ano. Assumimos o compromisso de zerar o desmatamento até 2030”, disse Lula.
Segundo fontes do governo brasileiro, houve convergência no propósito de reduzir o desmatamento na região com metas intermediárias, mas os países não quiseram se comprometer com zerar o desmatamento em um prazo determinado.
Críticas ao governo Bolsonaro No discurso, Lula voltou a criticar o ex-presidente Bolsonaro. O presidente disse que a “crise política” levou ao poder “um governo negacionista com consequências nefastas.”
“Meu antecessor abriu as portas para os ilícitos ambientais e o crime organizado. Os índices de desmatamento voltaram a crescer.Suas políticas beneficiaram apenas uma minoria que visa o lucro imediato”, comentou o chefe de estado brasileiro.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Dirigentes deixam reunião da agência para mostrar insatisfação com diretor-geral.
A disputa pela indicação do novo procurador-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) expôs desentendimento entre diretores durante reunião pública desta terça-feira. Dois deles, Fernando Luiz Mosna e Ricardo Tilli, chegaram a abandonar a agenda alegando que não haveria clima para analisar e votar os processos pautados.
A diretoria da Aneel é composta por cinco diretores, sendo um o diretor-geral, Sandoval Feitosa. A reunião começou com a presença de Feitosa, Mosna e Tili. Agnes da Costa e Hélvio Guerra, não estavam presentes no início da reunião. No entanto, poucos minutos depois, Agnes se juntou ao colegiado. A Aneel realiza reuniões públicas semanalmente, transmitidas pela internet.
A atitude assumida pelos dois diretores foi em protesto à postura do diretor-geral no processo de indicação. Inconformados, eles deixaram a reunião com 33 itens na pauta à espera de decisão, pois não havia o quórum mínimo de três diretores para votar.
O racha na diretoria foi exposto por Mosna logo no início da reunião. Ele disse que precisava esclarecer sobre o processo de indicação do novo procurador-geral. Ele ressaltou que não há qualquer ressalva à indicação de Paulo Firmeza para o posto, conforme escolha bancada por Feitosa. Firmeza já chefiou a Procuradoria Especializada da Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel), área equivalente à Procuradoria-Geral Federal da Aneel.
“Não discutimos o nome justamente porque esse nome não foi trazido pelo diretor-geral para que fosse avaliado, discutido pelo colegiado, para que o colegiado tivesse oportunidade de se manifestar”, afirmou Mosna.
“Esse tipo de postura do diretor-geral, para mim particularmente, faz com que não tenha condições, não tenha ambiente para ficarmos discutindo questões regulatórias, sabendo que fomos apunhalados pelas costas”, afirmou Mosna, momento antes de deixar a sala da reunião.
Tilli, logo em seguida, se manifestou dizendo que concordava “em tudo que foi dito” pelo colega de diretoria e que ainda colocaria algo “além” do que havia sido exposto. Ele se queixou de, na véspera da reunião, ter pedido para retirar de pauta um processo de sua relatoria, o que é permitido pelo regimento interno da Aneel. A solicitação foi negada pelo secretário-geral, responsável por conduzir esses procedimentos, com o aval de Feitosa.
“Isso não diz respeito só ao colegiado, diz respeito ao meu mandato. Nesse sentido, acompanho vossa excelência. Acho que não tem clima para deliberar processo nenhum hoje [ontem]”, disse Tilli, que também deixou a reunião.
A prerrogativa de indicação do procurador-geral na Aneel é do diretor-geral, que encaminha o nome ao Ministério de Minas e Energia. A palavra final é da Advocacia-Geral da União (AGU), que é de onde saem os procuradores. Quem for escolhido vai substituir o procurador Luiz Eduardo Diniz, que antecipou sua saída para atuar na iniciativa privada.
Em nota, a Aneel defendeu que “a indicação do procurador-geral e sua nomeação são competências exclusivas” dos ministros da AGU (Jorge Messias) e da Casa Civil (Rui Costa). “O assunto está sendo conduzido pelos ministros de Estado. A agência aguarda e confia na indicação da Advocacia Geral da União”, destacou.
Não é o primeiro caso de conflito entre diretores do procurador-geral. Em 2016, diretores da Aneel se dividiram quanto ao retorno de Ricardo Brandão ao posto, após fazer mestrado nos EUA. A indicação foi do então diretor-geral, Romeu Rufino. O Valor apurou, na ocasião, que três dos cinco diretores ficaram contrariados.
Porém, duas fontes que acompanham o setor observaram que nunca houve episódio que culminasse em abandono de reunião. Para uma delas, a situação é reflexo da falta de governança do setor elétrico e afeta a agência no momento em que se discute a renovação de concessões de 20 distribuidoras. O tema, salienta a fonte, é sensível demais para uma diretoria rachada.
A rusga entre os três diretores da Aneel deu munição ao deputado Danilo Forte (União-CE), que dirige críticas ao órgão regulador. Desde o ano passado, ele tenta aprovar projeto de decreto legislativo (PDL) para tornar sem efeito normas aprovadas pela agência.
Em nota, Forte classificou o episódio como “cenas lamentáveis” que envolveram "troca de ofensas públicas”. Para ele, isso coloca “em dúvida a credibilidade da autarquia” e “só reforça a necessidade de aprovação do PDL 365/22”, que torna sem efeito duas resoluções da Aneel, e partir para “uma reforma meticulosa no atual modelo das agências reguladoras”.
Procurado, Sandoval disse que não se manifestaria além do que está na nota oficial divulgada pela agência. Mosna e Tilli afirmaram que não teria comentários adicionais a fazer. Firmeza não respondeu aos questionamentos enviados pela reportagem até o fechamento desta edição.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Governador do Pará explica que é necessário pesquisar se há possibilidade de realizar a exploração de petróleo na Foz do Amazonas.
O Brasil precisa fazer transição energética, disse à CNN, nesta segunda-feira (7), o governador do Pará, Helder Barbalho (MDB).
Mas, em sua opinião, é de extrema importância investigar e pesquisar se é possível realizar a exploração de petróleo na Foz do Amazonas. Se não houver riscos ambientais, cabe ao Estado brasileiro fazer a opção de uso da matriz ou a procurar alternativas que sejam sustentáveis para à região e ao país.
“É fundamental compreendermos que o Brasil precisa fazer transição energética. Essa é uma decisão inadiável. Porém, transição energética não quer dizer: amanhã encerra uma operação se nós não temos uma outra alternativa”, afirmou Barbalho.
“Então, é um processo que deve ser muito claro de transição energética que o Brasil deve fazer buscando outras alternativas, estas, sim, renováveis, compatíveis integralmente com a lógica da preservação ambiental”, prosseguiu.
Conforme o chefe do Executivo paraense, “o que está em questão é a que a Petrobras demanda um pedido autorização para a pesquisa. Não é autorização para explorar. Neste momento, o pedido para pesquisar desrespeito a um ponto que fica a 540 quilômetros, em mar aberto, no oceano, da Foz do Amazonas”.
Barbalho ainda frisa que existem outras operações na região, com a Guiana já realizando a exploração.
“Entendo que neste momento é buscar, avaliar, por parte do órgão licenciador, o Ibama, se é possível fazer pesquisa sem riscos ambientais e sendo possível, pesquisemos”, explica.
“Pesquisando, avaliando se tem viabilidade ou não, sempre partindo da premissa de que precisa se priorizar a sustentabilidade do projeto, delega-se ao Brasil decidir ou não, se continuará com a matriz de energia fóssil de combustível fóssil ou se abdicara dessa oportunidade buscando outras alternativas que possam assegurar com que a oferta de matrizes energéticas possam ser sustentáveis na nossa região e em todo o Brasil”, prossegue.
O Pará recebe, a partir desta terça-feira (8), a Cúpula da Amazônia, que poderá ter até 15 chefes ou representantes de governos no debate de uma agenda comum para o desenvolvimento sustentável do bioma.
Parecer da AGU
A Advocacia-Geral da União (AGU) deverá concluir, nos próximos dias, um parecer com sua análise jurídica sobre o caso da exploração de petróleo na Foz do Amazonas.
Alvo de discórdia entre o Ibama e políticos da região Norte, o licenciamento ambiental para pesquisas exploratórias da Petrobras foi negado por causa da exigência de uma Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS), que poderia levar anos e abrangeria toda a Margem Equatorial — onde estão localizadas cinco bacias marítimas, entre as quais a Foz do Amazonas.
Segundo fontes do governo ouvidas pela CNN, a tendência da AGU é opinar que esses estudos não são obrigatórios e indispensáveis para o caso.
Fonte e Imagem: CNN Brasil

Três temas estão no radar: a regulamentação do mercado de carbono, das eólicas offshore e um marco legal do hidrogênio verde.
Com a reforma tributária aprovada, o presidente da Câmara, Arthur Lira (PP-AL), definiu que a “pauta verde” será prioridade dos deputados até o fim do ano. Três temas estão no radar: a regulamentação do mercado de carbono, das eólicas offshore e um marco legal do hidrogênio verde. A ideia é estabelecer uma pauta econômica positiva para a imagem do Congresso e que dialoga com a agenda do governo federal.
Ainda não está definido como será a tramitação de todos esses projetos. O tema do hidrogênio verde tem uma comissão especial instalada desde maio para tentar unificar os diversos projetos protocolados. O deputado Bacelar (PV-BA), que é o relator, diz que as audiências públicas ainda estão no começo e a meta é concluir o parecer até novembro. “Queremos construir um marco regulatório da transição energética com ênfase no uso de hidrogênio. Não é apenas o verde, focado em energia solar e eólica, mas também o azul e cinza, com uso de gás natural”, afirma.
O marco regulatório das eólicas offshore foi aprovado pelo Senado no ano passado e é de autoria do então senador Jean Paul Prates, hoje presidente da Petrobras. O texto estabelece regras para instalação de usinas eólicas em alto-mar, onde a força dos ventos é maior devido a falta de barreiras. A proposta está parada na Câmara, mas na quinta-feira Lira decidiu nomear o deputado Zé Vitor (PL-MG) como relator em plenário e o PL, de oposição ao atual governo, protocolou requerimento de urgência.
Segundo Zé Vitor, ainda falta decidir se o projeto vai se ater a questão das eólicas ou se tratará de energias renováveis como um todo. “Temos mais de 170 projetos apensados e, dentro disso, temos possibilidade de tratar de energia solar, biomassa, óleo e gás. Vou conversar com o presidente Lira para entender se avançamos nesta discussão mais ampla ou ficamos restritos ao tema das eólicas offshore”, afirma.
O deputado prevê apresentar seu parecer em meados de outubro, após um calendário de audiências públicas e reuniões. O presidente da Petrobras deve comparecer à Comissão de Minas e Energia da Câmara no dia 15 para falar sobre a proposta, que deve ser modificada. “A essência do projeto das offshores do Senado é boa, só que não é suficiente. O próprio setor, depois de uma análise fria, já percebeu que precisa de um texto melhor. Então não há prejuízo se ampliarmos o projeto para incorporar outras fontes de energias renováveis porque ele já voltará para o Senado, não irá direto para sanção”, explicou.
O mais incerto, por enquanto, é como se dará o debate sobre a regulamentação do mercado de carbono, que permite as empresas compensarem suas emissões de gases com efeito estufa ao comprarem créditos de outras. O texto foi debatido na legislatura passada, mas o governo de Jair Bolsonaro (PL) preferia uma regulamentação via decreto e o projeto de lei não avançou por falta de consenso no Congresso.
O governo de Luiz Inácio Lula da Silva (PT) elaborou sua própria proposta sobre o tema, mas o núcleo político ainda avalia se enviará um projeto de lei novo ou passará o texto para a Câmara incorporar a um PL já em discussão, afirmou o secretário de Economia Verde, Descarbonização e Bioindústria do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Rodrigo Rollemberg.
A segunda saída, de “pegar carona” nos debates na Câmara, poderia ampliar o apoio em torno da proposta, mas tem como entrave que a atual relatora é a deputada Carla Zambelli (PL-SP), que é da ala mais radical da oposição e que viveu uma relação conflituosa com o PT quando presidiu a Comissão de Meio Ambiente. “Ela se ofereceu a adotar as teses do governo num substitutivo a ser apresentado por ela, então isso está em negociação. Mas realmente seria uma relatora mais difícil de se dialogar”, afirmou Rollemberg.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Investimento previstos são de R$ 38 bilhões no ano e geração de 26GW.
A capacidade em geração própria de energia elétrica, também chamada de Geração Distribuída (GD), atingiu no Brasil o volume de 23 gigawatts (GW). A energia solar responde por mais de 98% do total em GD, que inclui ainda a eólica, a biomassa e outros tipos de energia. Conforme a Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD), o Brasil faz parte do grupo dos dez maiores produtores de energia solar do mundo. A previsão para este ano é um investimento do setor de cerca de R$ 38 bilhões e chegar até dezembro com 26GW de potência gerada.
Dados da ABGD indicam que atualmente o país já tem mais de 3 milhões de unidades consumidoras (UC’s) que utilizam a geração própria de energia. Conforme a entidade, cada UC representa uma residência, um estabelecimento comercial ou outro imóvel abastecido por micro ou mini usinas, todas elas utilizando fontes renováveis.
A extensão territorial e as condições climáticas do Brasil têm favorecido o crescimento da geração distribuída com a instalação de sistemas fotovoltaicos em residências, comércios e indústrias. Avanços tecnológicos e incentivos do poder público também têm tornado a geração distribuída cada vez mais atrativa. Essa evolução tem resultado em queda nos custos para a compra dos equipamentos, instalação e manutenção.
“Quanto maior o número de interessados, de empresas que estão no Brasil e de distribuidoras de equipamentos, isso aumentou muito o número de pessoas fazendo instalação. Isso tudo ao longo do tempo ajudou a ter um preço mais competitivo”, afirmou o presidente da ABGD, Guilherme Chrispim, em entrevista à Agência Brasil.
Conforme o professor de engenharia elétrica do Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia (Coppe), da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Djalma Falcão, a primeira resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para a GD foi em 2012, mas somente em 2016 a procura começou a aumentar, com crescimento muito rápido.nos últimos três ou quatro anos.
Redução nas contas
Além de ser um tipo de energia mais limpa e de fonte renovável, a economia é outro fator que desperta o interesse de consumidores e empreendedores e tem permitido o avanço do setor. Chrispim citou a redução de gastos que ele próprio teve em casa depois que instalou o sistema. “Antes de ter o sistema eu tinha uma fatura média mensal na faixa de R$ 800, às vezes um pouco mais nos meses de inverno, hoje a média na minha fatura é em torno de R$120. É muito!”, informou, acrescentando que em alguns estados a diferença pode ser ainda maior com a isenção de impostos sobre a energia.
“Quem determina isso é a legislação tributária de cada estado. Tem estado que cobra o ICMS sobre a energia. Minas Gerais, por exemplo, não cobra. Dá uma diferença em alguns casos em função disso, de cobranças que alguns estados isentaram. Em alguns estados você tem uma maior compensação da energia que está gerando”, destacou Chrispim.
Comunidades
Para fazer chegar a geração própria de energia elétrica a outra parcela da população, a ONG Revolusolar, criada há sete anos, desenvolve projetos em comunidades, como a da Babilônia, na zona sul do Rio. Lá, atualmente 34 famílias participam do programa, entre elas a de Bruna Santos, que é presidente da Cooperativa de energia renovável Percília e Lúcio, fundada em janeiro de 2021.
A Revolusolar instalou uma usina na comunidade e a perspectiva, segundo a presidente, é que até o fim do ano o número de usinas seja ampliado chegando a 100 famílias incluídas neste tipo de fornecimento de energia.
“Hoje nós estamos com uma usina em funcionamento, uma em homologação e três em preparo para funcionamento. Até o final de 2023 nós estaremos com quatro usinas em operação. Atualmente são 34 casas e a ideia é expandir para até o final do ano alcançar 100 famílias beneficiadas”, contou Bruna à Agência Brasil.
As 34 famílias que já participam do programa, de acordo com a presidente, foram escolhidas por meio de uma chamada realizada pela Revolusolar para a inscrição de interessados em integrar o projeto. Agora, para a ampliação de cooperados, novamente haverá uma chamada pela ONG. “Eles vão entrando na medida em que há possibilidade. Agora, com a segunda usina, vai entrar um outro grupo e vamos fazer uma nova chamada à medida em que as pessoas vão se inscrevendo e que tenha capacidade de incluí-las na usina, assim é feito”, informou Bruna.
Uma pesquisa realizada no ano passado revelou em que as pessoas incluídas no projeto estavam investindo o valor da redução nas contas. “Algumas têm revertido para alimentação, que estava complicada. As pessoas tinham que escolher entre pagar a conta de luz ou comer e agora está dando para comprarem mais comida. Tem algumas pessoas que destinam para o lazer, umas outras para comprar medicamentos. Então, as pessoas têm conseguido equilibrar o orçamento”, disse a presidente da Cooperativa.
Para Bruna, o desenvolvimento do projeto representa uma mudança para os moradores da Babilônia e a democratização da energia solar. A primeira instalação na comunidade foi em 2018 na Escolinha Tia Percilia.
O diretor executivo da Revolusolar, Eduardo Ávila, disse que o projeto é realizado em parceria com os moradores, lideranças da comunidade e parceiros técnicos de fora. Além da geração própria de energia, capacita moradores para o uso dos sistemas. “Ali foi criada a primeira cooperativa em energia solar em favelas do Brasil. Para ter autonomia e autossuficiência na comunidade também tem o programa de formação profissional de eletricistas solares para fazer a instalação e manutenção dos sistemas, além de atividades de educação e cultura com as crianças e a comunidade como um todo para participar desse processo”, revelou à reportagem.
Eduardo Ávila informou que recentemente a Revolusolar está replicando o modelo para outras comunidades como a Maré e Cidade Nova, no Rio, e para outros estados como São Paulo, Minas Gerais e Espírito Santo, além de uma comunidade indígena no Amazonas, para fazer com que mais instituições e comunidades também recebam este benefício da revolução solar, completou.
Escolha
Para saber o sistema necessário, o primeiro passo do consumidor é contratar um instalador ou integrador, profissional que vai avaliar de acordo com a demanda de energia, qual deve ser o tamanho do sistema que será usado. Se for menor que a demanda, a diferença terá que ser suprida pela distribuidora e no lugar de crédito, o consumidor terá uma fatura a pagar. Mas o contrário pode ocorrer e instalar uma capacidade maior, caso o consumidor esteja pensando em fazer mais uso de energia no futuro. O cálculo do profissional é feito com base na média anual de consumo.
“É como um consumo qualquer, por exemplo, de água. O sistema a ser feito vai considerar o seu consumo, quantas pessoas têm na casa. Enfim, a ideia é que fique muito próximo a sua geração do consumo mensal”, concluiu o presidente da ABGD.
Até mesmo em um prédio com vários moradores o sistema pode ser instalado. Os créditos são passados aos condôminos, que neste caso, terão os CPFs registrados. O professor esclareceu que à noite, quando não é possível produzir a energia nestes sistemas pela falta de sol, o consumidor tem o fornecimento feito pelas distribuidoras. No entanto, no resto do dia pode consumir da quantidade que produz.
“É o sistema de crédito. É uma troca. Se a pessoa produzir mais do que consome ela não ganha nada porque não pode vender essa energia, agora se produzir menos do que consome tem que pagar à distribuidora”, pontuou Falcão em entrevista à Agência Brasil.
Investimento
Os custos com investimento variam conforme a quantidade necessária de energia e dos impostos cobrados pelo estado em que o sistema for instalado. Chrispim calculou que uma família de quatro pessoas, em média, dependendo da situação climática do estado, pode consumir aproximadamente 600kw/h por mês e por isso precisará de um sistema 5k ou 6k (equivalente a 6 mil watts). “Os custos diminuíram nos últimos meses, o sistema vai ficar em torno de R$18 mil”, contou, acrescentando que já tem muitos bancos, tanto públicos como privados, oferecendo linhas de financiamento para sistemas fotovoltaicos aos interessados.
Potência
Chrispim chamou atenção para a comparação com a capacidade instalada da geração distribuída com a oferecida pela Usina Hidrelétrica de Itaipu. Enquanto na geração distribuída é atualmente de 23 gigawatts, Itaipu está em 14 gigawatts. “Dá para dizer que quase todos os municípios do Brasil têm, pelo menos, uma usina de geração distribuída”, revelou, observando que geralmente a instalação é em telhados dos imóveis.
Segundo Djalma Falcão, a previsão é que em dois anos a capacidade da GD espalhada em telhados de casas e de prédios do Brasil vai superar em mais de duas vezes a da Usina de Itaipu, que é a maior do país. “É uma coisa significativa e inclusive começa a trazer preocupações para o Operador Nacional do Sistema [ONS], porque é muito mais difícil controlar essa geração espalhada do que em uma usina concentrada. O operador está tentando melhorar as suas técnicas operativas para levar em consideração esse novo tipo de geração que vem crescendo”, alertou.
Transição energética
Falcão ressaltou a importância da geração distribuída para a transição energética do Brasil. “Sem dúvida [contribui], porque a maior parte dessa geração é fotovoltaica com emissão zero, então é uma fonte renovável e aumenta ainda mais a nossa porcentagem de energia renovável no sistema elétrico. Então, ela é positiva para a transição energética”, avaliou, acrescentando que no momento a GD cresce mais do que as outras fontes renováveis, mas a tendência é que no horizonte de quatro anos se estabilize e as grandes usinas de solar e eólica avancem mais com o aumento da demanda.
Fonte e Imagem: Agência Brasil.

Senador Eduardo Braga (MDB-AM) fala em transferir incentivos fiscais para os consumidores.
O relator da reforma tributária no Senado, Eduardo Braga (MDB-AM), sinalizou uma mudança na tributação no setor elétrico brasileiro. Para o congressista, não há mais motivos para haver incentivos fiscais para a geração de energia das chamadas fontes limpas.
Braga afirmou na 4ª feira (2.ago.2023) que esses benefícios tributários já cumpriram a sua função de alavancar as fontes renováveis no país e que hoje a matriz energética brasileira conta com uma contribuição expressiva das fontes solar e eólica.
“[…] continuamos onerando o consumidor brasileiro e beneficiando o gerador com um subsídio cruzado que já não mais é necessário. Nós agora temos que fazer a inversão“, defendeu o relator da reforma tributária em conversa com jornalistas. “O benefício agora tem que ser para o consumidor, e não para o gerador. O benefício tarifário e a justiça social do tributo têm que ser invertidos.”
A mudança na tributação de energia ainda será discutida no Senado. O texto começa a tramitar na próxima semana, depois de ser entregue ao presidente da Casa, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), pelo presidente da Câmara, Arthur Lira (PP-AL), na 5ª feira (3.ago). No entanto, se a sinalização do relator for seguida, a medida deve afetar diretamente os custos de geração de energia renovável no país.
Desde 2015, o governo concede isenção de PIS/Cofins para a geração de energia solar sobre a parcela injetada na rede das distribuidoras. Com isso, o valor correspondente ao crédito de energia abatido na conta de luz do gerador não tem cobrança de tributos.
Além do benefício federal, atualmente todos os Estados também oferecem isenção do ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços) para quem gera energia renovável. Assim, quem está inserido na geração distribuída não paga imposto sobre a energia consumida que equivale a sua produção.
Também desde 2015 há isenção de impostos federais para venda e importação de aerogeradores, equipamentos usados para geração eólica.
Como resultado dessas políticas, segundo o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), 29% da matriz energética brasileira hoje é composta pela geração eólica e solar, inclusive distribuída. Conforme o gráfico abaixo, a energia hidráulica ainda é a mais relevante no país, com 51% da matriz total.
O fim dos incentivos fiscais para a produção renovável de energia pode tornar menos atrativa a chamada microgeração distribuída, modelo em que se enquadram os consumidores com placas solares em suas residências e injetam a energia na rede das distribuidoras.
Hoje, esse consumidor tem um desconto na conta de luz proporcional à quantidade de energia que ele gerou. Por exemplo, se a fatura média for R$ 200, e a quantidade de energia produzida equivaler a R$ 150, esse consumidor/gerador paga apenas R$ 50 de luz (25% do consumido).
Com as isenções existentes, não incidem impostos federais e estaduais sobre essa parcela de R$ 150 (correspondente à energia gerada), mas só sobre os R$50 restantes.
Caso os incentivos sejam retirados, a conta de luz desses consumidores deve subir, com a incidência de tributos sobre toda a energia consumida.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Além de investimentos em transmissão e geração renovável, companhia olha para produção e transporte de hidrogênio verde no país.
A Engie acredita que a produção de hidrogênio verde pode gerar uma nova demanda de energia capaz de resolver a sobreoferta de eletricidade que existe hoje no Brasil. Além de investimentos em transmissão e geração renovável, a companhia olha para produção e transporte de hidrogênio verde no país.
Para o gerente de assuntos regulatórios e de mercado da empresa, Leandro Xavier, aproveitar a energia excedente para produção de hidrogênio é “fazer do limão uma limonada”.
Durante o evento Engie Day, nesta quarta (2/8), no Rio de Janeiro, o executivo afirmou que visão está alinhada com os anseios do governo federal.
“Hoje temos uma sobreoferta de energia renovável. Essa sobreoferta está totalmente alinhada com que o governo está almejando, que é o processo de reindustrialização do país e a questão de fomentar a indústria do hidrogênio verde”.
O Brasil tem atualmente 193 gigawatts (GW) de capacidade instalada. Além disso, há mais de 240 GW previstos em projetos aprovados e em análise, segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Entre os projetos em andamento, estão três da Engie. A companhia espera investir R$ 10 bilhões até 2025 para incrementar o portfólio com mais 2 GW, em dois parques, um solar e um eólico, no Rio Grande do Norte, e uma usina eólica na Bahia.
Âncora para expansão das renováveis Ana Meyer, desenvolvedora de negócios de hidrogênio verde da companhia, também defende que a indústria do energético pode ancorar a expansão das renováveis no Brasil.
“Uma grande oportunidade que vemos é o mercado de hidrogênio impulsionar ainda mais o desenvolvimento das energias renováveis (…) A criação de novas cargas a partir de projetos de hidrogênio, fomentando ainda mais o desenvolvimento de renováveis”, avalia.
Por ser um carregador de energia, Meyer também vê no hidrogênio verde uma opção de exportar energia renovável produzida no Brasil, seja na forma do gás, seja via derivados, como amônia e metanol.
Hoje, o portfólio da Engie no Brasil é 100% renovável, com 75 usinas entre hidrelétricas, solar e eólica, com aproximadamente 10 GW de capacidade instalada, além de 2.700 km de linhas de transmissão já em operação.
A companhia também foi uma das vencedoras do último leilão de concessão de linhas de transmissão, ao arrematar por R$ 249,3 milhões um pouco mais de mil quilômetros de linhas, que vão conectar Bahia, Minas Gerais e Espírito Santo, atendendo, assim, ao escoamento da energia renovável do Nordeste para o Sudeste.
Hidrogênio verde e industrialização
Além de geração e transmissão, a Engie estuda a produção de hidrogênio verde no Brasil.
A companhia já possui um memorando de entendimento para instalação de uma planta no Porto do Pecém, no Ceará, e um protocolo de intenções com a Invest Paraná, para desenvolver projetos de grande escala de produção de hidrogênio verde no estado.
Globalmente, a empresa possui trinta projetos em larga escala de hidrogênio verde, com o objetivo de chegar a 4 GW em capacidade de eletrólise até 2030.
No caso do Brasil, Meyer destaca que o país, além do potencial de ser um produtor a preço competitivo, também tem a vantagem de ser um possível grande consumidor, por conta do seu parque industrial – o maior da América Latina.
“Temos uma indústria bem consolidada com necessidade de descarbonização, e isso se torna um diferencial quando comparamos com outros países que estão se posicionando como produtores de hidrogênio internacional, como Chile e países do Oriente Médio”, avalia a executiva.
Ela conta que os projetos da Engie, no primeiro momento, olham as indústrias de siderurgia, mineração e química, como primeiros clientes para o H2, além do transporte pesado.
E que a preferência é “buscar desenvolver projetos em formato de hubs, para que consigamos otimizar o desenvolvimento do projeto, e ter diversas aplicações no local”, a exemplo do futuro hub do Pecém, no Ceará.
Transporte de hidrogênio via gasodutos
Na estratégia de longo prazo da companhia, a Transportadora Associada de Gás (TAG) – onde a Engie tem participação acionária de 65% – também estuda o transporte de hidrogênio verde, via adaptação de gasodutos.
No Brasil, ela opera uma malha de gasodutos de 3.700 quilômetros, que liga o norte do Rio de Janeiro, até o Porto do Pecém, no Ceará. Além de uma malha de Urucu a Manaus, no Amazonas, com cerca de 800 km.
“Já pensamos no futuro em preparar nossas infraestruturas para hidrogênio, biometano, biogás e outro tipo de forma de gás que poderíamos transportar na nossa infraestrutura”, Gustavo Labanca, diretor-presidente da TAG.
Globalmente, a Engie opera mais de 37 mil km de gasodutos de transporte e 200 mil km de gasodutos de distribuição. Até 2030, a companhia espera operar uma rede de 700 quilômetros dedicada a hidrogênio.
Fonte e Imagem: epbr.

Sem coordenação pelo governo, ao menos 10 projetos de lei discutem regras para fontes de energia alternativas e captura de carbono.
Contemplado com uma diretoria na Petrobras e uma secretaria no Ministério de Minas e Energia, o tema da transição energética ainda patina em termos de regulação e atratividade econômica. Há pelo menos dez projetos de lei em tramitação no Legislativo federal que visam a regulamentar o uso e a produção de hidrogênio, do biometano e da energia eólica offshore, assim como a exploração da atividade de armazenamento de dióxido de carbono (CO2) e seu posterior reaproveitamento.
“Na maioria dos setores das novas energias, da transição energética, você não tem hoje uma regulação pronta. Ainda está em discussão”, analisa o advogado Giovani Loss, que atua na área de transição energética do escritório Mattos Filho. “Alguns projetos [de lei] estão andando, e outros, não. Falta uma coordenação por parte do governo.”
Os temas relacionados à sustentabilidade, incluindo a transição energética, estão espalhados por 12 ministérios, segundo levantamento feito pelo Mattos Filho. No Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, por exemplo, há uma Secretaria de Economia Verde, Descarbonização e Bioindústria. Já a pasta da Fazenda abriga uma Subsecretaria de Financiamento ao Desenvolvimento Sustentável e outra de Política Agrícola e Negócios Agroambientais.
“O atraso na regulamentação [...] certamente pode colocar o país em desvantagem”, opina Julia Marisa Sekula, uma das autoras do livro “Brasil: Paraíso restaurável”, que trata do potencial do país num cenário mundial de redução das emissões de carbono. A regulamentação não costuma acompanhar o ritmo de inovação, acrescenta Sekula, e este é um ponto especialmente crítico quando se trata do processo de transição energética, que abrange tecnologia sofisticadas. “Não é só o ponto de regulamentar, mas regulamentar bem. E com capacidade, entendimento. E nesse ponto, quando falamos sobre essas tecnologias, o Brasil não está na mesa”, afirma ela.
No país, a exploração do biometano - por exemplo - foi regulamentada em nível federal por um decreto de 2021. No entanto, a regulação nos Estados do Rio de Janeiro, Santa Catarina, Paraná, Espírito Santo e São Paulo se encontra em diferentes estágios. Biometano é um biocombustível gasoso derivado da purificação do biogás, produzido a partir da decomposição de materiais orgânicos.
Dois projetos de lei em tramitação no Congresso Nacional tratam da criação de uma política federal para o biogás e o biometano (2.193/ 2020) e de um programa de incentivo à produção e ao aproveitamento desses biocombustíveis (3.865/2021).
A geração de energia eólica offshore começou a ser regulamentada por meio do Decreto nº 10.946, publicado em janeiro do ano passada. “A partir do decreto, vêm sendo publicadas portarias que complementam e detalham a regulamentação. Isso ainda está em andamento”, explica Karys Prado, analista sênior da consultoria Wood Mackenzie para o mercado de energia eólica na América Latina. “Em paralelo, temos a tramitação no Congresso Nacional do PL [projeto de lei] 576”, acrescenta a especialista. Além desse, outros dois projetos de lei sobre o tema foram apresentados.
No caso da produção e uso do hidrogênio e também no da captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS, na sigla em inglês) ainda não há legislação em vigor. Pelo menos quatro projetos de lei foram apresentados para tratar de aspectos relacionados ao hidrogênio e um aborda a CCUS.
“De maneira geral, nesses quatro segmentos [biometano, eólica offshore, hidrogênio e CCUS] existem indefinições que são barreira para entrada no mercado”, sustenta Rafael Kelman, diretor-executivo da consultoria PSR, especializada na área de energia.
pesar de destacar a importância da regulamentação, o diretor-executivo da PSR destaca que muitos dos mercados abertos pelo processo de transição energética ainda não são suficientemente atraentes do ponto de vista de retorno financeiro. “Não precisamos ter pressa de fazer isso [regulamentação] enquanto o custo-benefício não for favorável [em segmentos como eólica offshore e hidrogênio]. Fizemos isso com a eólica [onshore], com a solar”, exemplifica Kelman.
No caso do mercado de biometano já existe uma lógica econômica que justifique investimentos, especialmente no setor sucroalcooleiro, destaca Kelman. O biocombustível pode substituir o diesel utilizado em colheitadeiras e caminhões.
A captura de carbono, por sua vez, precisa ser regulamentado não só no Brasil, argumenta Kelman. “Todo mundo está discutindo a regulamentação da captura de carbono no subsolo. [...] Falta regulamentação”, resume.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Ministro de Relações Institucionais afirma que governo quer aprovar marco legal ainda no segundo semestre.
O ministro de Relações Institucionais, Alexandre Padilha (PT), disse nesta terça (1/8) que o marco legal do mercado de carbono é “prioridade na pauta da transição ecológica” e pretende aprovar o texto ainda este ano.
O ministro indicou que a proposta do governo será apresentada via Senado, onde o debate sobre o tema está mais avançado com o PL 412/2022, relatado pela senadora Leila Barros (PDT/DF) na Comissão de Meio Ambiente (CMA).
“A prioridade do governo é aprovar, neste semestre, o novo marco regulatório do mercado de créditos de carbono. Vamos buscar impulsionar o esforço que está sendo feito pela senadora Leila”, afirmou Padilha.
O texto relatado por Barros foi aprovado na Comissão de Assuntos Econômicos (CAE) no ano passado.
A intenção do governo é reunir as contribuições da indústria brasileira – alvo da regulamentação – em um texto que deverá tramitar junto com o PL do senado.
Parte dessas contribuições estão sendo negociadas pelo Conselho de Desenvolvimento Econômico Social Sustentável (Conselhão).
Entenda O Brasil tenta aprovar a regulamentação antes da 28ª Conferência das Nações Unidas sobre as Mudanças Climáticas (COP28), que ocorrerá em novembro, nos Emirados Árabes Unidos.
Desde 2021, o país tem tentado emplacar um marco legal a tempo de participar da conferência climática com um mercado de créditos de carbono regulado.
Desta vez, o governo se diz “otimista” em relação ao cenário político e conta com o apoio favorável da indústria. A proposta foi elaborada em parceria com o setor produtivo e segue modelo já adotado internacionalmente, conhecido como cap and trade.
Em julho, Leila Barros comentou que o avanço da proposta até a realização da cúpula era uma “certeza”.
“É uma missão que o Congresso tem como objetivo. Acabando o recesso em julho, nós já vamos trabalhar na elaboração [do projeto]. É uma certeza, um objetivo”, declarou, à agência epbr.
A proposta da indústria
O mercado de carbono é um instrumento para financiar a redução das emissões de gases do efeito estufa (GEE).
Na prática, o comércio regulado vai estabelecer diretrizes para a comercialização de créditos de carbono por entidades que reduzam suas emissões a níveis abaixo das metas de descarbonização estabelecidas.
Segundo a proposta da indústria brasileira, baseada em modelos internacionais, como o da União Europeia (EU ETS), as empresas que emitirem mais de 25 mil toneladas de CO2 por ano estarão sujeitas a regulamentação.
As indústrias siderúrgicas, químicas e petroquímicas, por exemplo, representam grande parte das emissões totais de GEE.
A Confederação Nacional da Indústria (CNI) defende que, com o funcionamento do mercado regulado no Brasil, essas empresas poderão comprar e vender permissões com maior segurança jurídica, transparência e envolvimento do setor privado.
A entidade também calcula o potencial de geração de R$ 128 bilhões em receitas com o instrumento.
Fonte e Imagem: epbr.

As emissões de dióxido de carbono no Brasil se diferem de outros países devido à nossa matriz energética ser mais de 80% renovável.
Em recente palestra na Federação das Indústrias do Maranhão (FIEMA), durante o ‘Seminário de Descarbonização da Indústria e o Mercado de Crédito de Carbono’, Júlia Sagaz explicou como a regulação foi realizada em países da Europa e nos Estados Unidos.
Ela forneceu um panorama da discussão do tema no Brasil e disse que o ideal é que internamente o mercado de crédito de carbono seja um processo realizado por fases, gradual e que permita o aprendizado e a correção de rotas.
As emissões de dióxido de carbono no Brasil se diferem de outros países devido à nossa matriz energética ser mais de 80% renovável. Já as maiores emissões de CO2 no Brasil têm relação direta com o desmatamento.
Júlia Sagaz é diretora socioambiental da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia (ABIAPE) e coordenadora do GT Licenciamento Ambiental e de Recursos Hídricos do Fórum do Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (FMASE). O FMASE representa 17 associações do setor de energia elétrica, que vai desde a geração, transmissão, distribuição, comercialização e consumo de energia.
Devido à sua transversalidade, atualmente o Fórum é considerado um dos grandes interlocutores do setor elétrico para tratar da área de meio ambiente e tem parceria com a Confederação Nacional da Indústria (CNI). Ela informou que o FMASE atuou junto com a CNI durante cinco anos no Projeto PMR Brasil, que foi desenvolvido pelo Banco Mundial em conjunto com o Ministério da Fazenda para estudar qual seria a melhor forma de estabelecer uma precificação de carbono no Brasil.
O Projeto PMR Brasil tem por objetivo discutir a conveniência e a oportunidade da inclusão da precificação de emissões de gases de efeito estufa (GEE) no pacote de instrumentos voltados à implementação da Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC) no período pós-2020.
A academia, o governo e a iniciativa privada participaram desse debate e chegou-se à conclusão de que o melhor sistema de comércio de emissões seria no estilo ‘cap and trade’ (limite e negociação), mecanismo que reduz as emissões ao menor custo possível para a economia ao mesmo tempo em que atende ao limite de emissões estabelecido pelo governo.
Júlia fez um relato sobre a experiência de países europeus, do Canadá e dos Estados Unidos na regulação do mercado de crédito de carbono.
Ela defendeu que a regulação do mercado de crédito de carbono no Brasil tenha apenas ‘uma estrutura em lei’ sem o detalhamento da regulamentação para poder ajustar possíveis distorções ao longo do processo.
Outro aspecto destacado é a importante participação do setor produtivo no processo de regulação do mercado de crédito de carbono.
Isso porque a maioria dos países, principalmente europeus, têm a maior dificuldade de reduzir suas emissões no seu processo de geração de energia. Já o Brasil tem uma matriz de energia elétrica mais de 80% renovável. Quando se fala em matriz energética no Brasil é três vezes mais limpa do que no restante dos países. Então isso diminui completamente o número de emissões de gases de efeito estufa (GEE) do Brasil.
Por fim, Júlia Sagaz explicou como a crise hídrica que o Brasil viveu em 2020, que deixou os reservatórios com apenas 23% da capacidade, provocou aumento nas emissões de GEE devido ao funcionamento das termelétricas. Adicionalmente a isso, ela disse, o agro não apenas emite GEE mas também captura carbono.
Fonte e Imagem: O Imparcial.

Segundo a agência, esse será o maior certame já realizado pela Aneel em termos de valor investido. Leilão estava previsto para outubro, mas foi adiado para dezembro.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (1º) o segundo leilão de transmissão de energia de 2023, marcado para 15 de dezembro.
Estão previstos R$ 21,7 bilhões em investimentos na construção e operação de linhas de transmissão e subestações de energia, que devem entrar em operação em prazos que variam de cinco a seis anos.
Segundo a área técnica da Aneel, esse será o maior leilão já realizado pela agência em termos de investimentos previstos.
As obras serão feitas em cinco estados:
Goiás
Maranhão
Minas Gerais
Tocantins
São Paulo
O certame estava inicialmente previsto para outubro, mas foi adiado em dois meses por pedido da Aneel.
"A Aneel estava preocupada com a realização de tantos investimentos concentrados em pouquíssimo tempo. Há uma compressão natural de fornecedores, inflação de commodities, inflação de prestadores de serviços", explicou o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa.
Segundo Feitosa, havia a possibilidade de o leilão ser esvaziado por falta de competição ou de os preços serem muito altos, caso o cronograma original fosse mantido.
Os empreendimentos têm o objetivo de escoar a produção de energia renovável do Nordeste e norte de Minas Gerais para o restante do país, por meio do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Depois da aprovação nesta terça (1º), o edital do leilão será analisado pelo Tribunal de Contas da União (TCU) e retorna para aprovação da Aneel.
Em junho, a agência realizou o primeiro leilão de transmissão de 2023. Foram contratados R$ 15,7 bilhões em investimentos em seis estados, com a construção, operação e manutenção de 6.184 quilômetros de linhas. O certame é considerado o maior já realizado.
“Este leilão, com aqueles que faremos em dezembro e março próximos, tem o potencial de destravar mais de R$ 200 bilhões em investimentos em geração limpa e renovável no Brasil”, disse na ocasião o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira.
Fonte e Imagem: Portal G1.

É crucial encontrar um equilíbrio que permita a continuação da migração para o mercado livre, enquanto se protege os consumidores cativos de aumentos injustos nos preços da energia.
A energia elétrica é um recurso indispensável na vida moderna, alimentando tudo, desde nossas casas e escritórios até indústrias e infraestruturas públicas. No Brasil, no entanto, o custo desse recurso vital tem sido uma fonte de preocupação crescente. O preço da eletricidade tem subido constantemente, pesando no bolso dos consumidores e afetando a economia em geral.
Segundo pesquisa efetuada pela interface CupomValido.com.br, com informações da Associação dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) sobre preços da eletricidade, o Brasil tem a segunda tarifa de energia mais cara do mundo.
Paradoxalmente, um dos principais fatores que contribuem para essa situação é a migração em massa dos consumidores para o Mercado Livre de Energia. Este é um espaço onde os consumidores, principalmente os industriais e comerciais, podem escolher de quem comprar sua eletricidade, em vez de ficarem restritos à distribuidora local. Em razão da livre escolha, a concorrência entre os geradores e comercializadores de energia faz com que o preço desse insumo.
Em 2021, o Brasil enfrentou uma crise hídrica severa que elevou os preços da energia para mais de R$1.500 por megawatt-hora (MWh). No entanto, ao longo de 2022, a situação se reverteu significativamente. O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD mínimo), um termo técnico do setor que serve como referência para contratos, especialmente no mercado livre onde os consumidores têm a liberdade de escolher seus fornecedores, caiu para o limite regulatório de R$ 69 por MWh.
Essa liberdade de escolha, embora benéfica para os consumidores que migram, tem implicações significativas para aqueles que permanecem no mercado cativo, conforme será apresentado neste artigo.
Entendendo o Mercado Livre de Energia
O Mercado Livre de Energia é um ambiente de negociação no qual os consumidores têm a liberdade de escolher seus fornecedores de energia. Este mercado foi criado com o objetivo de promover a concorrência, permitindo que os consumidores negociem diretamente com os geradores ou comercializadores de energia as condições de fornecimento, como preço, volume e prazo.
Para participar do mercado livre, os consumidores precisam atender a certos requisitos de demanda, que são estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Atualmente, o MLE é acessível para unidades que operam em alta tensão (Grupo A) e que possuem uma demanda contratada de pelo menos 500 kW. Essas unidades podem optar por fontes de energia alternativas, negociar preços e volumes de energia diretamente com os fornecedores, e redigir contratos que se adequem às suas necessidades. A migração para o Mercado Livre pode resultar em economia média de até 30% na conta de luz.
Em 2022, o governo brasileiro aprovou a formalização de regulamentos que reduzem os limites de participação no ACL, permitindo que mais consumidores tenham acesso a este mercado. A partir de 2024, qualquer unidade consumidora do Grupo A poderá migrar para o Mercado Livre, independentemente de sua demanda contratada. Isso permitirá que mais empresas contratem energia de fontes limpas, combinando economia com sustentabilidade.
Para as empresas e consumidores conectados em baixa tensão (Grupo B), a migração para o Mercado Livre será possível a partir de janeiro de 2026. No entanto, as classes residencial e rural só poderão migrar a partir de janeiro de 2028. Agora, em 2023, as empresas já podem começar a avaliar a viabilidade da migração com uma comercializadora de confiança.
A principal atração do mercado livre é a possibilidade de obter preços mais competitivos e a flexibilidade para escolher a origem da energia, seja ela de fontes renováveis ou convencionais. Além disso, os consumidores livres têm a capacidade de prever e controlar melhor seus custos de energia, já que podem negociar contratos de longo prazo com preços fixos.
No entanto, a migração para o mercado livre não é uma decisão a ser tomada de ânimo leve. Os consumidores livres assumem mais responsabilidades, como a gestão de riscos relacionados à volatilidade dos preços e à garantia de fornecimento. Além disso, eles precisam ter uma compreensão clara de suas necessidades de consumo para negociar contratos que se alinhem a essas necessidades.
Apesar desses desafios, a migração para o mercado livre tem se acelerado nos últimos anos. Isso se deve em grande parte à crescente conscientização sobre os benefícios potenciais do mercado livre, bem como às mudanças regulatórias que têm facilitado a entrada de mais consumidores neste mercado.
No entanto, essa migração tem implicações significativas para o mercado cativo e para o setor de energia como um todo, como veremos nos próximos capítulos.
O Impacto no Mercado Cativo
O mercado cativo de energia é composto por consumidores que não têm a opção de escolher seu fornecedor de energia. Geralmente, são consumidores residenciais e pequenas empresas que, por restrições regulatórias ou de consumo, não podem migrar para o mercado livre. Esses consumidores são atendidos pelas distribuidoras locais de energia, que fornecem energia a preços regulados pela Aneel.
A migração de grandes consumidores para o mercado livre tem um impacto direto no mercado cativo. Com menos consumidores para dividir os custos, uma parcela maior dos encargos setoriais e dos custos de infraestrutura recai sobre os consumidores cativos.
Um dos principais encargos setoriais é o fundo CDE (Conta de Desenvolvimento Energético). Este fundo é usado para financiar várias políticas públicas no setor de energia, como subsídios para fontes de energia renováveis, programas de eletrificação rural e tarifas sociais para consumidores de baixa renda. Originalmente, esses custos eram divididos entre todos os consumidores, mas com a migração para o mercado livre, uma parcela maior desses custos está sendo transferida para os consumidores cativos.
Isso tem levado a um aumento nos preços da energia para os consumidores cativos. Além disso, a migração para o mercado livre pode resultar em uma menor previsibilidade na demanda de energia, o que pode levar a investimentos insuficientes em infraestrutura e, consequentemente, a uma menor confiabilidade no fornecimento de energia. No contexto das empresas geradoras, a diminuição dos custos representa uma questão preocupante, possuindo a capacidade de comprometer a viabilidade de projetos.
Essa situação coloca em evidência a necessidade de uma reforma no setor de energia. É crucial encontrar um equilíbrio que permita a continuação da migração para o mercado livre, enquanto se protege os consumidores cativos de aumentos injustos nos preços da energia. Nos próximos capítulos, exploraremos as implicações dessa situação para os consumidores e possíveis soluções para esse desafio.
Possíveis Soluções e Futuro do Mercado de Energia
A situação atual do mercado de energia no Brasil, com a migração de consumidores para o mercado livre e o consequente aumento dos preços para os consumidores cativos, destaca a necessidade de reformas no setor de energia. Existem várias possíveis soluções que poderiam ajudar a equilibrar os interesses de todos os consumidores.
Uma solução potencial seria a revisão da forma como os custos do fundo CDE e outros encargos setoriais são divididos entre os consumidores. Atualmente, esses custos são divididos com base no consumo de energia. No entanto, isso resulta em uma parcela desproporcional desses custos sendo suportada pelos consumidores cativos. Uma alternativa seria dividir esses custos de forma mais equitativa entre todos os consumidores, independentemente de estarem no mercado livre ou cativo.
Além disso, é crucial garantir que haja investimento suficiente em infraestrutura de energia. Isso poderia ser alcançado através de incentivos para investimentos em infraestrutura ou através de regulamentações que garantam que a demanda de energia possa ser atendida de forma confiável.
A migração para o mercado livre de energia é uma realidade. O desafio será encontrar um equilíbrio que permita a continuação da migração para o mercado livre, enquanto protege os interesses dos consumidores cativos e garante a confiabilidade do fornecimento de energia.
A tarefa não é fácil, mas é essencial para garantir um futuro energético sustentável e acessível para todos os brasileiros.
Fonte e Imagem: Energia Hoje.

Unica, Cogen e Abiogás sugerem no documento o uso de um Custo-Fator Emissões na participação dos projetos de bioeletricidade e biogás nos leilões.
As principais associações ligadas ao setor de bioenergia – Unica, Cogen e Abiogás – protocolaram nesta segunda-feira (31/07) no MME e na Aneel um ofício reivindicando a implementação de mecanismos para considerar os atributos ambientais das fontes renováveis.
A data para a entrega coincide com o último dia para recebimento de contribuições da consulta pública 020/2023, que versa sobre a regulamentação do fim dos descontos do fio para os projetos eólicos, solares e a biomassa que entraram em operação depois de 2 de março de 2022, como previsto na lei 14.120/2021, que por sua vez prevê em seu texto a intenção de valorar os atributos das fontes.
“Com base na ênfase à transição energética, prevista para ser desenhada nos próximos meses pelo novo governo, é importante avançar com a instituição efetiva de mecanismos de valoração dos atributos ambientais, de fontes renováveis como bioeletricidade e biogás, que precisa sair institucionalmente do papel”, disse ao EnergiaHoje o gerente de bioeletricidade da Unica, Zilmar de Souza.
De forma alinhada, as três associações replicaram no ofício a essência de suas contribuições à CP 020/2023, como forma de enfatizar as demandas.
Como primeiro ponto, é pedida a “definição concreta das medidas e etapas necessárias para a efetiva consideração dos benefícios ambientais no setor elétrico brasileiro”.
Em segundo lugar, o ofício sugere que, “enquanto não estiver vigente mecanismo geral para a consideração dos benefícios ambientais, deve-se considerar o benefício ambiental ao menos nos leilões regulados para fins de comparação e para subsidiar a decisão do leiloeiro quanto à contratação de determinada fonte de geração”.
As associações lembram no documento que nos leilões de energia nova e de reserva de capacidade, a fonte biomassa/biogás concorre com térmicas convencionais, sem diferenciação alguma quanto ao benefício ambiental.
Nesse caso, o ofício sugere que os reguladores passem a considerar um “Custo-Fator Emissões” na avaliação do custo/benefício.
“Considerando a Análise do Ciclo de Vida (ACV) de cada fonte, o custo das emissões (R$) por usina no contrato seria obtido multiplicando a geração esperada da usina (MWh) pelo fator de emissão (tCO2eq/MWh) e pelo preço do carbono (R$/tCO2e)”, finaliza o ofício.
Fonte e Imagem: Energia Hoje.

A entidade que representa a indústria alerta para as 56 propostas da Câmara e do Senado que aumentam os subsídios pagos pelo consumidor.
A Confederação Nacional da indústria apoia parte dos 453 projetos de lei sobre o setor elétrico que tramitam no Congresso Nacional, mas alerta para a existência de 56 propostas que aumentam os subsídios e encargos para o consumidor. A entidade destaca que os subsídios incluídos nas tarifas de energia elétrica somam R$ 35 bilhões atualmente e representam 13% do valor da conta de luz, contra 3% em 2017.
Entre os projetos que fazem parte da pauta da indústria estão o PL 414/2021 e PL 1915, que alteram o modelo comercial do setor elétrico.
As duas propostas tiveram origem na ideia de abertura do mercado e de livre escolha do fornecedor de energia elétrica, mas abrangem uma série de outros temas da chamada modernização setorial.
Na semana passada, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, anunciou em São Paulo que pretende apresentar em até 90 dias um novo projeto de reformulação do setor, em substituição ao PL 414. Silveira argumentou que a proposta, que já passou pelo Senado e está parada na Câmara, não soluciona todos os problemas setoriais.
Monitoramento
Dos projetos monitorados pela indústria, 415 estão na Câmara dos Deputados e 38 no Senado. O maior número de propostas (116) tem como tema a diversificação da matriz elétrica. Existem ainda projetos que tratam da distribuição de energia (63), de descontos tarifários (56), de reajustes tarifários (31), da suspensão do serviço de energia (30), das tarifas de energia elétrica (24), da tributação (21) e de recursos hídricos (15), entre outros.
Uma das proposições que interessam os grandes consumidores industriais de energia é o PL 4.012/2021, do deputado Paulo Ganime (Novo-RJ).
Ela determina que os subsídios tarifários da Conta de Desenvolvimento Energético serão custeados pela União, por meio de provisão no orçamento anual aprovado pelo Congresso.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Nova associação quer ampliar investimentos na área e atrair capital internacional para o setor, em crescimento no Brasil e no mundo.
Empresas gigantes de tecnologia, energia e agro, como Siemens, Eletrobras e Yara, lançaram nesta semana a Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV). Trata-se de uma iniciativa conjunta para impulsionar esse setor, que está em crescimento no Brasil e no mundo.
“Queremos colaborar com as políticas públicas. Hidrogênio verde, hoje, é uma indústria de US$ 200 bilhões. Esse é o valor que se espera investir no Brasil em 20 anos, com capital internacional”, disse à Coluna Luís Viga, gerente geral no País da Fortescue, do setor de minério de ferro, e presidente da nova Associação.
Para Alexandre Groszmann, gerente de projetos na European Energy A/S e presidente do comitê fiscal da ABIHV, é preciso dar “mais celeridade para o debate” e “sensibilizar o poder público” em torno da importância do mercado de hidrogênio verde. “O Brasil se insere numa disputa por capital estrangeiro”, afirma o executivo.
Fonte e Imagem: Estadão.

Ministro de Minas e Energia sugere criar “conselho informal” de energia para debater os problemas do setor, em um passo para rever o marco regulatório do setor elétrico.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, reuniu-se com especialistas do segmento em Brasília na quarta-feira (26) para discutir soluções do que a pasta classifica como "assimetrias históricas".
A reunião resultou na criação de um “conselho informal” de energia, para debater os problemas do setor. Pode ser um passo para que o governo reveja o marco regulatório do setor elétrico. Em São Paulo, Silveira anunciou que pretende fechar uma proposta de reforma regulatória do setor elétrico em 90 dias.
O encontro reuniu nomes que atuaram em autoridades energéticas, como a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O ministro e toda a equipe estiveram presentes durante toda a reunião, que foi classificada como produtiva. Cada especialista teve tempo entre dez e 15 minutos para apresentar as respectivas visões sobre o estado atual do setor elétrico.
Um dos temas abordados foi o projeto de lei 414, que atualiza o marco regulatório do setor elétrico, em tramitação na Câmara dos Deputados depois de ter sido aprovado, no ano passado, pelo Senado Federal. Oficialmente, o PL 414 é visto como um projeto fruto de consenso do setor, mas nos bastidores diversos agentes criticam o projeto.
Para Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel, a reunião foi positiva e organizada para debater temas importantes do setor elétrico, com o objetivo, em busca de soluções. Jerson Kelman, ex-diretor-geral da Aneel, disse ter se surpreendido positivamente com a reunião, na qual as ponderações colocadas reforçaram a percepção de que o modelo atual, estabelecido entre 2003 e 2004, já se esgotou, diante do avanço do mercado livre e da geração distribuída.
Além de Kelman e Santana, participaram do encontro os ex-diretores-gerais do ONS Mario Santos, Hermes Chipp e Luiz Eduardo Barata, e os ex-diretores-gerais da Aneel Nelson Hubner e José Mário Abdo.
A proposta de realização de novas reuniões, com calendário de encontros futuros, de uma vez por mês, partiu do próprio Silveira naquele momento, empolgado com o ritmo das conversas, indicando aos presentes a impressão de que essa proposta não estava na pauta até então. Outros especialistas do setor podem ser convidados a serem ouvidos pelo MME.
O Valor apurou que Silveira perguntou aos especialistas se o projeto de lei resolveria os problemas do mercado de eletricidade. Ouviu um ‘não’ como resposta. Segundo Jerson Kelman, um dos problemas no setor é a atuação de forças políticas e lobbies no Congresso Nacional em busca de soluções para temas específicos, fazendo com que os parlamentares deixem de se dedicar a políticas públicas para tratar de aspectos técnicos, cuja solução se dá nas autarquias responsáveis.
Diante da constatação de que o PL 414 não deve ser a saída ideal, Silveira sinalizou que um novo projeto de marco legal deve ser colocado na mesa. Durante evento em São Paulo com empresários, analistas de mercado e representantes dos setores elétrico, o ministro disse que em até 90 dias deve ser fechada uma proposta de reformulação regulatória do setor elétrico do Brasil, que deve "proteger" e reduzir o ônus ao consumidor de energia do mercado regulado, aquele atendido pelas distribuidoras.
Falando a jornalistas, Silveira reforçou que é preciso repensar o setor, já que as oportunidades para os investidores não podem ocorrer às custas de aumentar a energia do consumidor pobre. Segundo ele, o governo vê necessidade de se repensar e renovar o equilíbrio do setor elétrico, eliminando distorções que encarem a conta de luz.
"Se o 414 for o caminho mais rápido e estiver adequado ao que está sendo formulado pelo ministério, ele é uma possibilidade. Há também possibilidade de envio de um novo projeto que contemple o conjunto desses problemas que foram diagnosticados (...). Nos próximos 90 dias queremos entregar uma proposta concluída da reformulação. O 414 resolve parte deste problema, mas não resolve o problema contextual", disse.
O segmento vive problemas considerados de difícil solução, como a sobreoferta de contratos de energia, mediante um cenário de preços baixos e consumo estável, subsídios crescentes a nichos de mercado, como a geração distribuída (GD), a renovação das concessões de distribuição e a alta carga tributária sobre o segmento. Além disso, as demandas da transição energética aumentam os itens da pauta do ministério de um governo que tem sinalizado priorizar novas tecnologias, verdes, como o hidrogênio verde – algo visto como algo promissor, mas ainda distante de se concretizar, segundo especialistas.
O ministro tem sido alvo de críticas por executivos do setor há meses. Em recente evento do setor de energia, no Rio de Janeiro, a reportagem do Valor voltou a ouvir críticas de várias pessoas sobre a atuação de Silveira, que tem centrado esforços para promover maior oferta de gás natural ao mercado, por meio de uma redução de reinjeção, pela Petrobras, de difícil execução num curto prazo, entre outros pontos.
O encontro do ministro com os especialistas ocorreu também num cenário político conturbado. O presidente Lula vem tentando encontrar espaço para acomodar partidos do Centrão no governo, especialmente o PP e o Republicanos, dois partidos que apoiaram o governo de Jair Bolsonaro, mas que buscam espaço na atual gestão. Nesta semana, Lula afirmou que o Centrão é uma entidade que "não existe".
Ainda não está claro no cenário político se o MME entraria nessa seara. Silveira é do PSD, presidido por Gilberto Kassab, que está no governo de Tarcísio de Freitas (Republicanos-SP), um dos expoentes do bolsonarismo. O ministro apoiou e fez campanha para Lula no ano passado, quando era senador. Sem mandato, Silveira foi indicado para o MME. Procurado, o ministério não respondeu até o fechamento desta reportagem.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Falta de política para desenvolvimento do hidrogênio verde aponta que o governo brasileiro não parece ter-se dado conta do grande potencial transformador do setor.
A aptidão natural do Brasil para produção de energia limpa e renovável pode colocar o País na vanguarda do desenvolvimento do hidrogênio verde. É uma janela de oportunidades que poderá revitalizar a indústria, criar empregos e inserir o produto nacional nas cadeias globais baseadas na economia verde.
Em junho, a União Europeia anunciou investimento de 2 bilhões de euros (R$ 10,5 bilhões) para produção de hidrogênio verde no Brasil, mas a demanda por energia limpa deve atrair muito mais para cá, cerca de R$ 2,2 trilhões até 2050, pelos cálculos do Portal Solar.
Mas a falta de regulamentação de um plano nacional de desenvolvimento juridicamente seguro e de ampliação da infraestrutura necessária para obtenção e uso dessa energia pode deixar o País na rabeira, mesmo estando hoje no centro das atenções globais.
Dos 379 projetos já anunciados em todo o mundo, apenas um é no Brasil, conforme levantamento da consultoria A&M Infra. As poucas iniciativas para desenvolvimento do mercado local são capitaneadas pelos Estados, em parceria com empresas privadas.
A União Europeia há meses definiu regras para a produção de hidrogênio verde. No entanto, o governo brasileiro não parece ter-se dado conta do grande potencial transformador de um setor que poderia ter mais importância do que vem tendo a exploração do pré-sal.
O senador Cid Gomes (PDT-CE), presidente da Comissão Especial sobre Hidrogênio Verde no Senado, discorda dos técnicos que apontam atraso do País no desenvolvimento desse mercado e na criação de segurança jurídica para os investimentos.
Ele explica que, no primeiro momento, a produção se voltará para a exportação, principalmente para a União Europeia. Por isso, é preciso que o Brasil esteja alinhado com as diretrizes e certificações definidas por lá.
Há outras pendências que se sobressaem no processo de criação do marco regulatório do hidrogênio verde, como as questões tributárias e os tratamentos a serem dados às indústrias que se prontificarem a produzi-lo em escala industrial nas Zonas de Processamento de Exportação (ZPEs). É preciso, também, criar o arcabouço legal para produção de energia eólica em alto-mar (offshore).
“Não há motivos para alarde. Estamos em convergência com o restante do mundo e interagimos com a vanguarda da produção”, diz o senador Cid Gomes.
O governo prepara seu plano nacional para o desenvolvimento do hidrogênio verde - o que seria o passo inicial para a regulamentação do setor. Mas é preciso planejar para além das exportações: em como garantir que a indústria local consiga captar essa revolução e transforme seus produtos intensivos (aço, vidro, cimento) em produtos verdes. E é preciso enfrentar certos desafios operacionais, como infraestrutura e capacitação de mão de obra.
Destravados os investimentos, avisa Davi Bomtempo, gerente-executivo de Meio Ambiente e Sustentabilidade da CNI, será ainda preciso financiamentos para integrar as tecnologias nacionais nessa produção. “A agenda de exportação é importante, mas o que vai fomentar a geração de empregos, renda, arrecadação e desenvolvimento regional é o investimento nos elos da cadeia.”
Fonte e Imagem: Estadão.

Pasta, no entanto, não descarta aproveitar para essa função o PL 414/21, atualmente na Câmara dos Deputados.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse nesta quinta-feira (27/7) em entrevista coletiva, em São Paulo, que a pasta avalia a possibilidade de enviar um novo texto ao Congresso Nacional com novas regras para o setor elétrico em até 90 dias.
O JOTA já havia antecipado que o ministério trabalha em uma nova matéria para enviar ao legislativo no segundo semestre. Não está descartado, porém, aproveitar para essa função o texto da modernização do setor elétrico (PL 414/21), atualmente na Câmara dos Deputados.
“Se o 414 for o caminho mais rápido e tiver adequado para o que está sendo formulado, é uma possibilidade. Mas há também possibilidade de envio de um novo projeto. O 414 resolve parte do problema, mas não as partes contextuais”, avalia.
A principal lacuna do texto que tramita na Câmara dos Deputados, de acordo com Silveira, está na falta de solução para o aumento dos encargos para o consumidor regulado com a abertura e maior acesso ao mercado livre. “Isso precisa ser feito de forma equilibrada. É essencial que proteja o consumidor regulado, separe o fio da geração”, disse o ministro.
A separação do fio da energia, que consta atualmente na última versão do PL 414, é considerada uma das prioridades do ministério no novo texto. É uma mudança recomendada pelo antigo Grupo de Modernização do Setor Elétrico e defendida por parte do setor.
O PL que moderniza o setor elétrico em tramitação na Câmara dos Deputados amplia o acesso ao mercado livre de energia para todos os consumidore – inclusive os residenciais. Nesse sistema, atualmente restrito aos grandes consumidores, como indústrias e shoppings, a energia não precisa ser comprada diretamente das distribuidoras.
Quem opta por ele, pode fechar contratos mais previsíveis com fornecedores escolhidos, sem reajustes gerais a cada ano. Apesar da possibilidade, não será obrigatório que os consumidores optem pelo novo esquema.
Portal Jota.

Alexandre Silveira afirma que governo vê necessidade de se "repensar e renovar o equilíbrio" para área energética, eliminando distorções que encareçam a conta de luz.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que em 90 dias deve ser fechada uma proposta de reformulação regulatória do setor elétrico do Brasil, que passará por “proteger” e reduzir o ônus ao consumidor de energia do mercado regulado.
Falando a jornalistas após participar de evento em São Paulo, Silveira afirmou que o governo vê necessidade de se “repensar e renovar o equilíbrio” do setor elétrico, eliminando distorções que encareçam a conta de luz, e que sua pasta já vem conversando com importantes agentes de mercado para elaborar um novo marco regulatório.
Ele comentou que uma possibilidade seria dar apoio ao projeto de lei (PL) 414, que trata do tema e está parado há vários meses no Congresso, mas ponderou que essa proposta resolveria apenas uma parte do problema do setor elétrico.
“Se o 414 for o caminho mais rápido e estiver adequado ao que está sendo formulado pelo ministério, é uma possibilidade. Há também possibilidade de envio de um novo projeto que contemple o conjunto desses problemas que foram diagnosticados”.
Entre as questões que precisam ser resolvidas, Silveira mencionou distorções criadas com a abertura do mercado livre de energia a grandes consumidores, como indústrias e grandes empresas, que, segundo ele, trouxe ônus aos consumidores que continuaram no mercado regulado, atendido pelas distribuidoras.
Silveira indicou que deverá haver revisão dos subsídios embutidos hoje na conta de luz por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), principal encargo pago pelos consumidores, cujo orçamento supera 30 bilhões de reais neste ano.
O ministro disse que seria “muito simplório” que o Tesouro assumisse esses subsídios bilionários, mas afirmou que a ideia não está descartada.
“Sem descartar a possibilidade de alguns encargos que não são do setor serem absorvidos pelo OGU, mas fundamentalmente eu acho que temos caminhos criativos para resolver isso”.
Renovação das distribuidoras
Ainda na coletiva, Silveira comentou que sua pasta está debruçada em analisar as contribuições recebidas sobre as regras para renovação dos contratos de distribuidoras de energia elétrica, e que a expectativa é de enviar ao Tribunal de Contas da União (TCU), “em 15, 20 dias”, a definição das regras para análise final.
O governo encerrou nesta semana a consulta pública sobre sua proposta para renovar as concessões de distribuição, um tema que afeta 20 empresas de grandes grupos do setor elétrico, como Enel, CPFL, Energisa e Neoenergia, responsáveis por quase 60% dos consumidores brasileiros.
A expectativa é de que os novos contratos sejam assinados até o fim deste ano. A primeira concessão a expirar é da EDP Espírito Santo.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Brasil poderá ter uma nova matriz elétrica inteira até 2040 destinada à produção do H2V.
A viabilidade do Brasil na produção do hidrogênio verde (H2V) mais competitivo do mundo o coloca em uma perspectiva bem favorável de se tornar o maior fornecedor global do combustível e da molécula para mercados europeus, asiáticos, norte-americanos, mas também para o mercado local. E mais: pode estabelecer um caminho perene de reindustrialização, possibilitando a atração de novas fábricas, mais capital estrangeiro, novas oportunidades de negócios e novas tecnologias. Este fator se deve fortemente à quantidade de recursos renováveis que o país possui para produzir eletricidade, com destaque para as fontes eólica e solar.
O hidrogênio verde tem o potencial de representar entre 12% e 22% de toda demanda de energia no planeta até 2050. Segundo estudo da consultoria Mckinsey, o Brasil poderá ter uma nova matriz elétrica inteira até 2040 destinada à produção do H2V. Isso significa um total de US$ 200 bilhões em novos investimentos no período, destinado à geração de eletricidade, novas linhas de transmissão e mais unidades fabris do combustível e de estruturas associadas, incluindo terminais portuários, dutos e armazenagem.
O país apresenta os melhores potenciais do planeta para geração de energia solar e eólica. Somadas, essas duas fontes respondem por cerca de 30% da matriz elétrica nacional, com 30 GW e 27 GW de capacidade instalada, respectivamente. E serão as fontes que responderam em maior grau em termos de oferta para os próximos 20 ou 30 anos.
Vetor energético, molécula e combustível primário, limpo e versátil, o hidrogênio verde tem o potencial de se tornar eixo estratégico na transição energética e descarbonização dos setores produtivos em geral, de diversos segmentos, inclusive em termos geopolíticos. Trata-se de um processo extremamente sustentável, que pode ser utilizado em diversas aplicações, eliminando de processos industriais - e de seus produtos - as emissões de gases de efeito estufa ou outros poluentes.
No contexto das mudanças climáticas, o hidrogênio verde apresenta-se, portanto, com uma importante tecnologia na direção da descarbonização de variados setores, tais como na indústria, como fonte de energia na forma de molécula para produção de fertilizantes e aço, para fornecer calor e energia elétrica e, mais especialmente, como matéria-prima em processos químicos, no transporte pesado, como combustível de aeronaves, navios e caminhões, além de aplicações no próprio setor elétrico, para armazenamento do combustível em baterias na geração de energia elétrica.
A indústria de cimento internacional, por exemplo, é uma das manufaturas mais poluentes, sendo responsável por 7% das emissões totais de CO2 geradas pela atividade humana no mundo. E o hidrogênio verde pode ser utilizado para reduzir significativamente suas emissões. Também será essencial no setor siderúrgico, que ocupa o primeiro lugar nas emissões de CO2 entre as indústrias pesadas no mundo, e o segundo maior consumidor de energia. E, na produção de fertilizantes nitrogenados verdes, pode reduzir em até 100% nas emissões de carbono no processo produtivo, trazendo benefícios importantes para o nosso agronegócio: segurança alimentar - uma vez que importamos 96% dos nossos fertilizantes nitrogenados, um diferencial ambiental relevante, em linha com o Acordo de Paris e com metas de net-zero, além de ser competitivo com os preços dos fertilizantes fósseis que importamos de países como a Rússia.
Embora apresente uma grande potencialidade, é fundamental o posicionamento assertivo do Brasil como um dos principais produtores do H2V, de forma sólida e rápida, tendo em vista o rápido movimento da economia global em torno do tema. Do lado da demanda, os países europeus, principalmente, estão se movimentando para encontrar soluções de descarbonização dos seus processos produtivos, buscando novas cadeias de fornecimento, o Brasil e naturalmente o principal candidato.
Do lado da oferta, na América Latina, o Chile já se adiantou, com fortes políticas para a energia renovável e para o hidrogênio. Os EUA, com o Inflaction Reduction Action (IRA), apresentaram um pacote de cerca de US$ 400 bilhões para uma política industrial a partir da energia, pagando US$ 3 por Kg de hidrogênio sob a forma de incentivos. Falta por aparato legal-regulatório que apresente as principais diretrizes para a produção do hidrogênio e a criação de mecanismos de incentivos, adaptados as condições brasileiras, uma vez que é sabido que o estado não tem recursos para fazer jus a pacotes de recursos, como ocorre nos países desenvolvidos.
Devido a sua vantagem comparativa do recurso natural e os ganhos de escala para a produção de energia renovável de forma competitiva, se faz necessária a priorização dessas fontes para produção do hidrogênio verde, uma vez que todo o racional para o crescimento desse setor é a descarbonização. Outro ponto importante é o mapeamento e estudo da competitividade da cadeia de valor do H2V, inclusive como forma de identificar oportunidades e gargalos para o Brasil no âmbito de políticas públicas e incentivos.
O mundo avança em termos de políticas, com pelo menos 36 países que já tendo definidos planos para o desenvolvimento e uso do hidrogênio verde. No Brasil, a produção do hidrogênio e da amônia verde já e uma realidade, já temos plantas inauguradas e outras a serem inauguradas e implantadas, além de vários projetos com MOUs (memorandos de entendimento) assinados, que abrangem estados no Nordeste, Sudeste e Sul do Brasil. O interesse dessas empresas é na produção de H2V nos portos, onde há potencial demanda por esse combustível in loco e acesso à energia renovável competitiva, além da logística disponível para exportação a outros mercados. Mas também projetos no interior do País para consumo pela indústria local.
Com o hidrogênio verde brasileiro, o País pode vivenciar um ciclo nunca visto de ampliação do setor produtivo, desta vez com alta tecnologia para a promoção desenvolvimento sustentável, social e econômico que promovam a transição energética tanto no âmbito nacional quanto em nível global. Entretanto, se faz absolutamente necessário e urgente transformar esta potencialidade em realidade, ou, do contrário, perderemos o bonde da reindustrialização.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Quantidade de energia não utilizada nos reservatórios do SIN já é quase 4 vezes superior à de todo o ano de 2022.
O volume de água utilizável para energia em 2023 é o maior desde 2000, ano de início da série histórica. Dados do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) indicam que, depois de um intenso período de chuvas, a quantidade de energia vertida turbinável (não utilizada) nos reservatórios do SIN (Sistema Interligado Nacional) é quase 4 vezes superior à de todo o ano de 2022.
A carga de energia do SIN verificada em junho de 2023 ficou em 71.077 MWmédios –avanço de 3,8% ante o mesmo período de 2022, segundo o ONS. No acumulado dos últimos 12 meses, o SIN registrou expansão de 2,0%.
CARGA DE ENERGIA A análise por subsistema indica que 3 deles apresentaram crescimento nas cargas em junho de 2023 comparadas com as do mesmo mês de 2022: Norte, 13,8% (7.057 MWmédios), Nordeste, 8,7% (11.921 MWmédios) e Sudeste/Centro-Oeste com 2,3% (39.918 MWmédios). A região Sul registrou retração de 0,9% (12.181 MWmédios).
No acumulado dos últimos 12 meses, todas as regiões registraram avanço: Norte (10,9%), Nordeste (2,2%), Sul (1,4%) e Sudeste/Centro-Oeste (0,9%).
Segundo o ONS, os resultados se devem a diferentes fatores. “As temperaturas amenas no Sudeste/Centro-Oeste, típicas para essa época do ano, e o menor volume de precipitação nos subsistemas Norte e Nordeste influenciaram a carga em junho”, disse o órgão. “Ainda houve influência de fatores econômicos, com a melhora de indicadores de confiança acompanhados e utilizados para auxiliar a análise do comportamento da carga”, declarou.
Fonte e Imagem: Poder 360.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) prevê que as empresas estarão com sobreoferta de energia até 2025.
Os preços baixos da energia para os consumidores livres - no piso regulatório de R$ 69/MWh - provocam uma corrida por contratos mais longos, de até cinco anos. O enário é resultado de uma série de fatores, como crescimento fraco da demanda, situação hidrológica favorável e sobreoferta com a entrada de usinas eólicas e solares.
Porém, para as geradoras o quadro é motivo de preocupação e pode levar ao adiamento ou até cancelamento de projetos, afetando os fabricantes de equipamentos. Já os pequenos consumidores cativos, cada vez em menor número, têm que arcar com os custos do sistema elétrico.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Com uma caneta e três linhas de texto, os Estados poderão garantir a segurança jurídica e viabilizar todo um setor industrial.
É inquestionável a vocação do Brasil para a energia renovável, inclusive solar e eólica. Nossa natureza única, aliada à proximidade (física e cultural) a grandes países consumidores e ao zeitgeist da transição energética, abrem uma nova janela de oportunidade ao país: consolidar-se como um dos grandes fornecedores de energia limpa ao mundo.
Neste contexto, o hidrogênio verde (H2V) é a bola da vez: hidrogênio gerado a partir de uma fonte renovável de eletricidade e que pode ser transportado e armazenado (sem entrar em tecnicidades).
Mas, como sempre, nosso potencial só é equiparável à nossa habilidade em perder oportunidades. Há entraves que precisam ser removidos urgentemente, se quisermos cooptar a tempestade de investimentos que se avizinha. E já estamos ficando para trás (de novo).
Surge a nossa tributação como um dos maiores problemas. Nossa estrutura é conhecida por ser anacrônica e “exportar impostos”, péssima em termos de competitividade internacional.
Assim, longe de esgotar o tema, vimos dar nossa singela contribuição. Abordamos dois exemplos pontuais, mas de enorme importância nesta indústria, essenciais para a segurança jurídica e viabilidade econômica de projetos de longo prazo. Especialmente para as empresas que não querem depender de uma salvação incerta no Judiciário.
O primeiro exemplo é o ICMS sobre a aquisição da energia para a produção do H2V. O imposto é não cumulativo e não é cobrado em exportações, mas, em uma indústria em que os maiores insumos são água e energia, projeta-se enorme acúmulo de créditos fiscais sem que haja procedimento eficiente de uso/ressarcimento. Paga-se ao Estado para pedir o dinheiro de volta dia seguinte. O custo do fluxo de caixa para se pagar e restituir o imposto torna o projeto inviável.
Para além da mera desoneração do ICMS neste fornecimento, como já ocorre em alguns poucos Estados, uma forma de afastar este impacto seria o reconhecimento de que a indústria do H2V se enquadra no conceito de “industrialização” ou “indústria eletrointensiva” para fins da aplicação da isenção que já existe na lei nacional. Sim, o ICMS não incide na venda de energia para industrialização, mas quase nenhuma atividade se encaixa nos critérios das Fazendas estaduais.
A solução não é difícil. Em alguns Estados basta um Parecer da Secretaria da Fazenda para reconhecer o óbvio: que a eletrólise da água (processo que gera o H2V) deve ter o mesmo tratamento fiscal que outras as indústrias que usam, vejam só, a mesma eletrólise. Com uma caneta e três linhas de texto, os Estados poderão garantir a segurança jurídica e viabilizar todo um setor industrial.
O caso se presta a mostrar o quão perto pode estar a solução em um cenário de complexidade exponencial. Paliativos necessários enquanto não vem a tão sonhada reforma tributária, que, mesmo implementada, demorará anos para ser efetiva.
Outro exemplo de insegurança jurídica na cadeia das energias renováveis que fatalmente impactará o H2V é a indefinição sobre a incidência de tributos sobre o imóvel que recebe as plantas de energia eólica ou solar (em especial). Em poucas palavras: sobre imóveis urbanos, paga-se IPTU (mais caro), e, sobre imóveis rurais, paga-se ITR (mais barato). Em geral, quem define isto são os municípios, que estabelecem por lei os limites da zona urbana.
O problema é que projetos de energia envolvem naturalmente longos prazos (20 anos ou mais), e é comum a criatividade municipal na criação de zonas de expansão urbana, com pagamento de IPTU, em áreas sem nenhuma infraestrutura. Ou seja, o investidor fica “na mão” das prefeituras.
Para piorar, mesmo o ITR pode ser um problema. O imposto é progressivo e a conta sai cara se não for cumprida a “função social” da terra, mediante produção agropecuária. Mas a regra atual é omissa e permite a tributação pesada de usinas solares (sob a pecha de serem um latifúndio “improdutivo”).
A solução aqui é mais global: um marco legal em nível nacional sobre a tributação em áreas de geração de energia limpa, definindo que esta se considera uma forma de atividade rural, para fins fiscais. Seja porque em geral se situam em terras baratas fora dos centros, seja por não demandarem nenhuma infraestrutura urbana, seja em função de sua natureza “passiva” e alheias à intervenção humana (com exceção de trabalhos de manutenção), em tudo semelhante a uma “fotossíntese” artificial.
Seu enquadramento como forma de atividade rural seria suficiente para, em uma só tacada, atrair a aplicação do ITR e afastar o enquadramento como terra “improdutiva”, viabilizando financeiramente os projetos e garantindo segurança jurídica (hoje, muitos projetos sequer pensam neste risco e contam com a sorte, literalmente, para evitar cobranças). Inclusive, esta foi a solução dada pela Espanha, não por coincidência lar de uma das mais pujantes indústrias solares do mundo.
Estes, ICMS e imposto sobre propriedades, são apenas dois exemplos de entraves fiscais que atualmente restringem investimentos no setor. Há muitos outros, todos de “fácil” solução, com alguma técnica e vontade política.
Uma vez ultrapassados estes desafios, destravaremos a vocação natural do Brasil para a liderança no fornecimento de energia verde para o mundo. Outra opção é ficarmos parados. Nosso potencial é tão grande que certamente continuaremos a atrair algum investimento. Mas quem quer andar de lado?
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Alterações foram feitas na Resolução 876/2020, em Regras de Transmissão; e em Procedimentos de Rede.
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizou nesta terça-feira (25/7) a emissão de Resolução Normativa para alterar a Resolução Normativa nº 876/2020, com a finalidade de adequar o regulamento ao enquadramento e definição da faixa de potência para usinas associadas. Os aperfeiçoamentos aprovados incluíram alterações no Módulo 5 das Regras de Transmissão; nos submódulos 7.1 e 8.1 dos Procedimentos de Rede; e no Módulo 1 das Regras de transmissão.
A Resolução Normativa 876/2020 trata dos requisitos e procedimentos necessários à obtenção de outorga de autorização para exploração de centrais geradoras de diversas fontes de geração, que operam de forma independente ou associadas. As usinas associadas são definidas por duas ou mais instalações, com a finalidade de produção de energia elétrica com diferentes tecnologias de geração, com outorgas e medições distintas, que compartilham fisicamente contratualmente a infraestrutura de conexão e uso do sistema de transmissão.
Os ajustes foram promovidos para incorporar o entendimento da Agência, no Despacho 2382/2022, de que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) deve proceder com a formalização do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) dos processos de associação de centrais geradoras, sem a necessidade de prévia análise da ANEEL. Aprimoramentos decorrentes foram adequados nas Regras de Transmissão e Procedimentos de Rede.
Fonte e Imagem: Gov.br.

No dia 4 de julho, a energia gerada foi suficiente para suprir toda a região e ainda exportar uma parte para o restante do país.
A produção de energia eólica no Nordeste bateu recorde. No dia 4 de julho, a energia gerada passou de 19.720 megawatts, o que corresponde a quase 30% de toda a demanda de energia do país (27,8%). Segundo o operador nacional do sistema elétrico, Jurandir Picanço, é mais que suficiente para suprir toda a região.
Meiry Sakamoto, gerente de meteorologia da Funceme, explica como essa época, conhecida como a "temporada dos ventos fortes" no Nordeste, é ideal para atingir recordes na geração de energia eólica na região.
Impactos para a cadeia produtiva
Esse aumento na produção de energia eólica tem impactos positivos em toda a cadeia produtiva, incluindo empresas responsáveis pelos projetos e implantação de parques eólicos e fabricantes de peças para aerogeradores.
No litoral do Ceará, um parque está sendo construindo para abastecer 2 milhões de pessoas. As condições climáticas foram o principal fator pra escolha desta localização.
Também é possível observa o impacto positivo no mercado de trabalho local. Uma fabricante de pás eólicas contratou mil funcionários este ano.
Fonte e Imagem: Jornal Hoje.

Usina hidrelétrica terá roda de debates para marcar o Dia da Mulher Negra Latino-Americana e Caribenha.
A primeira-dama e socióloga Janja da Silva foi convidada pela direção da Itaipu Binacional para participar do 1º Encontro de Integração de Mulheres Latino-Americanas, que acontecerá amanhã em Foz do Iguaçu.
Ela é a presença de destaque do evento e levará consigo as ministras Esther Dweck (Gestão e Inovação) e Cida Gonçalves (Mulheres), além da presidente do Banco do Brasil, Tarciana Medeiros.
A presença estimada para o encontro em Itaipu, onde Janja trabalhou antes de se casar com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, é de 1.400 pessoas. Nesta terça-feira, 25, é celebrado o Dia da Mulher Negra Sul-americana e Caribenha.
De acordo com a usina hidrelétrica de Itaipu, o evento terá diálogos com lideranças femininas nacionais e internacionais sobre, por exemplo, a inserção das mulheres nas empresas públicas e privadas.
Durante as atividades em Foz do Iguaçu, serão anunciados compromissos da Itaipu Binacional e da Fundação Parque Tecnológico Itaipu (FPTI) com foco nas mulheres.
Como mostrou a Coluna, pela manhã Janja e Lula receberam no Palácio da Alvorada as ministras do governo para assistirem juntos à estreia da seleção brasileira de futebol feminino na Copa do Mundo, neste momento em que a reforma ministerial estudada pelo Planalto pode reduzir a representação das mulheres na Esplanada.
Fonte e Imagem: Estadão.

Companhia diz que espera reconquistar o protagonismo de crescimento no setor elétrico brasileiro.
A Eletrobras detalhou nesta segunda-feira as estimativas de investimentos para o período de 2023-2027, que devem ficar entre R$ 70 bilhões e R$ 80 bilhões, segundo a elétrica. A companhia acrescenta que através de aportes estratégicos espera reconquistar o protagonismo de crescimento no setor elétrico brasileiro.
Desses valores, a empresa diz que R$ 17,1 bilhões se referem a investimentos já contratados em geração e transmissão, que incluem novos ativos, além de investimentos em manutenção dos ativos existentes.
Em geração com receitas contratadas, a companhia tem expectativa de investimento de R$ 700 milhões na fase 1 do complexo eólico de Coxilha Negra. Nas fases 2 e 3, prevê um investimento de R$ 1,3 bilhão. O restante de R$ 400 milhões trata de novos projetos que poderão gerar receitas futuras.
A companhia destaca ainda que foi vencedora do lote 04/2023, no Leilão de Transmissão de 30 de junho deste ano, com um investimento da ordem de R$ 680 milhões para os próximos 24 meses.
Como contrapartida, a companhia afirma que fará jus a uma receita adicional, que irá remunerar o investimento a um retorno regulatório. Nessa linha, conta com R$ 6 bilhões de investimentos já autorizados pela Aneel, com receita adicional de R$ 840 milhões por ano.
A companhia espera ainda desembolso de caixa de cerca de R$ 600 milhões para uma série de fusões e aquisições (M&As) executadas recentemente — como Teles Pires, Baguari I, Eapsa, Retiro Baixo, Mesa, Baguari Energia — e já divulgados ao mercado.
Também foi provisionado R$ 1 bilhão em investimentos ambientais, acrescenta a elétrica, metade destinada aos programas socioambientais da Santo Antônio Energia. A Eletrobras prevê R$ 1,9 bilhão para investimentos em infraestrutura, como aquisição de imóveis e softwares.
No segmento de manutenção de geração e transmissão, a companhia estima investir R$ 4,5 bilhões. A maior parcela desse valor, de cerca de R$ 3 bilhões, deverá ser focada na modernização e repotencialização das unidades geradoras. O valor restante de R$ 1,5 bilhão é para investimentos em manutenção preventiva de ativos de geração e transmissão, o qual deve ser recorrente ao longo das concessões.
Além dos investimentos já contratados, a Eletrobras avalia alternativas adicionais de crescimento. Segundo a empresa, há 15 operações de M&A em ativos renováveis e de transmissão em análise. Ademais, a Aneel estima um total de R$ 35 bilhões de investimentos em novos leilões de transmissão em 2023 e em 2024, com “ótimas oportunidades” de crescimento em potencial.
Ainda no ciclo 2023-2027, a companhia diz que poderá adicionar até R$ 10 bilhões de investimentos em reforços do sistema de transmissão, com potencial adicional de incremento de receita anual em mais R$ 1,2 bilhão.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Registros ocorreram no Sistema Interligado Nacional (SIN) e no subsistema Nordeste, tanto no pico de geração instantânea quanto na geração média do dia.
A quinta-feira (20) desta semana foi marcada pela quebra de quatro recordes na geração de energia eólica no Brasil, segundo informações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Os registros ocorreram no Sistema Interligado Nacional (SIN) e no subsistema Nordeste tanto no pico de geração instantânea quanto na geração média do dia.
No SIN, a produção instantânea de energia eólica atingiu 20.211 megawatts (MW) às 5h12, o equivalente a 33,4% da demanda nacional naquele momento.
Na média do dia, a energia produzida pelos ventos resultou em 8.316 MW médios, o que corresponde a 25,6% do necessário para abastecer o país na quinta-feira.
No Nordeste, especificamente, os dados do subsistema são de que a geração eólica instantânea alcançou 18.415 MW, às 8h07 do dia 20 de julho.
A geração média, ainda na quinta-feira, chegou a 16.754 MW médios na mesma data. Isso equivale a 138% da demanda.
Ou seja, além de atender plenamente as necessidades do consumo no Nordeste, a região ainda “exportou” energia para outros subsistemas do país.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Silveira defendeu discussão equilibrada com países em desenvolvimento, em reunião de ministros do G20 na Índia.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, reforçou o compromisso do Brasil com ações concretas para o combate às mudanças climáticas e a promoção da transição energética, durante o encontro de representantes dos países do G20, na Índia. Ele participou nesta sextafeira, 21 de julho, da 14ª Reunião Ministerial de Energia Limpa e da 8ª Reunião Missionária de Inovação, que acontecem no país asiático.
Em declaração à imprensa após os eventos, o ministro disse que o Brasil vê a transição de forma bastante holística, considerando desde a possibilidade real de o país melhorar ainda mais sua matriz de energia elétrica, até contribuir com uma política de biocombustíveis que podem ser complementares na descarbonização da economia mundial.
Silveira destacou ainda que o Brasil tem destravado uma série de investimentos essenciais para a ampliação da energia limpa, especialmente a eólica e a solar. Reconheceu que o mundo continua dependente dos combustíveis fósseis para movimentar as economias e garantir a sobrevivência de suas populações, mas a transição “lato sensu” é uma realidade colocada, com as tecnologias avançando de forma muito vigorosa na construção de um planeta sustentável e que preserva as suas reservas naturais.
“Mas é importante destacar que todo esse debate, na visão do Brasil, deve ser feito de forma equilibrada, para que os países industrializados possam compreender que esse momento pode ser muito oportuno numa ampla visão sobre a valoração, a modernização dos países que vivem em desenvolvimento, portanto, em condições menos favoráveis do ponto de vista social”, disse, destacando que todos os países estão “no mesmo barco.”
O governo, segundo o ministro, está trabalhando para que o presidente Luiz Inácio Lula da Silva seja o representante do “Sul global” nas negociações com os países desenvolvidos do Hemisfério Norte. “É mais do que justo que haja uma descarbonização ampla do planeta. E que os países que se desenvolveram por peculiaridades e também por circunstancias temporais antes dos demais sejam onerados de forma equilibrada e justa para contribuir com os países em desenvovimento.” Energia limpa e descarbonização Silveira anunciou em discurso na reunião com os ministros dos demais países que o Brasil vai ingressar na iniciativa Hubs Marítimos de Energia Limpa (Clean Energy Marine Hubs), uma iniciativa global que reúne entes públicos e privados da cadeia de valor da energia marítima, incluindo os setores energético, de portos, de finanças e de transporte marítimo. Ele lembrou que o país é signatário da declaração conjunta para acelerar o comércio internacional de hidrogênio.
O Brasil também vai participar das iniciativas conjuntas de Descarbonização Profunda da Indústria e Transformação da Indústria Solar, além de ações adicionais no marco da missão de inovação. Para o governo, a descarbonização a partir de investimentos em bioenergia deve impulsionar a reindustrialização do país.
Para Silveira, “a eletricidade limpa é base para a descarbonização de diversos setores ainda dependentes de combustíveis fósseis.” Ele destacou ainda a que os cenários de neutralidade de carbono tem apontado para a tem apontado para a sinergia entre bioenergia e hidrogênio, que podem tornar viáveis soluções de baixo carbono para o transporte aéreo, marítimo e terrestre.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

São precisas novas ações e estratégias para garantir a continuidade do sistema que oferece recurso fundamental para a economia.
O setor elétrico brasileiro tem como pilar garantir e fortalecer a autonomia e soberania nacional, a segurança, qualidade de vida e prosperidade. Ao longo dos anos, pressionado pela globalização, tecnologia e agendas ambientais, o setor tem sofrido mutações aceleradas. Agora, é urgente um compromisso dos três poderes pela sustentabilidade dessa força motriz pelo bem do nosso desenvolvimento.
A guerra entre Rússia e Ucrânia nos mostra como a segurança energética é essencial. Vários países da Europa dependem do fornecimento de gás russo. Um país soberano não pode abrir mão de formular e implementar políticas que visem assegurar o planejamento e funcionamento da energia elétrica em seu território.
A transição energética impõe mudanças que envolvem a geração limpa, redução de emissões, investimentos em ativos estratégicos na busca de um selo ESG. Mas é preciso entender esses movimentos e analisar as reais necessidades e motivações para políticas públicas.
Panorama nacional
A matriz elétrica brasileira envolve mais de 80% de fontes limpas, o dobro da média mundial, o que nos faz refletir sobre os impactos de políticas que visam estimular a geração de fontes limpas com altos subsídios. O Brasil escolheu doses excessivas de subsídios que acabam impactando sobremaneira a conta de luz e trazendo riscos operacionais ao setor. Nesse aspecto, duas questões são vitais. A sustentação e segurança que as fontes de energia – firmes e intermitentes – devem prover ao sistema. E o custo dessa energia, que deve ser rateado isonomicamente entre os usuários do serviço. Isso não ocorre hoje, e, normalmente, o mais pobre paga pelo benefício do mais rico.
Um sistema elétrico ancorado em energia intermitente pode levar a instabilidades e custos excessivos. O Operador Nacional do Sistema já indica risco de apagão em função do crescimento abrupto da fonte solar por geração distribuída fora do planejamento setorial. Além disso, há um subsídio que alcançará mais de R$ 100 bilhões ao longo dos próximos 23 anos (até 2045) na forma da lei 14.300/2022, que confere descontos na conta a quem instala painéis solares.
Como garantir a integridade do setor elétrico?
É preciso avaliar sob diversas perspectivas as políticas que afetam a operação de energia elétrica. A tributação é a primeira delas. A conta de luz é um instrumento de fácil arrecadação, que alcança quase toda a população e é vista muitas vezes como um instrumento de uso público e político para ancorar as necessidades da sociedade. Hoje, 30% da sua conta de luz é resultado de tributação. Estudos do IPEA indicam que 10% de redução na conta de luz geram um impacto positivo de 0,45% no PIB. É inadmissível, portanto, uma carga tributária alta num insumo essencial e estratégico.
Os Encargos Setoriais já custam algo como 13% da sua conta de luz, somando R$ 35 bilhões/ano, e se traduzem em políticas públicas aprovadas na lei 10.438/2002. Para referência, 10 anos atrás, custavam R$ 10 bilhões. E chegarão a R$ 50 bilhões nos próximos dois ou três anos, se nada for feito.
Outro ponto essencial é o combate ao furto de energia, crime tipificado no código penal. Os furtos somam mais de R$ 10 bilhões anuais, oneram a conta dos consumidores e as distribuidoras, além de gerar riscos de segurança à sociedade. Os furtos são um problema que vai além do setor elétrico, mas que tem tido pouco espaço e engajamento das instituições. O Judiciário tem uma tendência “consumerista”, as polícias não têm estrutura adequada frente a outras prioridades e há ausência de políticas de Estado. Sem uma política pública firme e estruturada dificilmente teremos êxito no combate ao furto de energia.
Se mantivermos o caminho atual, sem discussões sistêmicas, em pouco tempo teremos um cenário de tarifas impagáveis e um risco de descontinuidade maior de todo o sistema elétrico, que levará o nosso País a um retrocesso vital ao desenvolvimento. O funcionamento adequado do setor elétrico brasileiro é um ativo de todos, para todos, especialmente daqueles que mais precisam dele. Não dá mais para perdermos tempo. E o que fazer? É preciso colocar a sustentabilidade da energia elétrica em todos os debates estruturantes do País.
Fonte e Imagem: Exame.

Ambas as fontes tiveram seus recordes médios no SIN registrados em 4 de julho.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico registrou doze recordes na geração de energia pelas fontes eólica (cinco) e solar (sete) somente na primeira quinzena de julho. A região Nordeste foi a detentora de nove registros.
De acordo com o ONS, a mais recente é de 13 de julho, quando a produção solar instantânea no Nordeste atingiu 6.597 MW, ou o equivalente a 53,3% da demanda da região. Esta marca superou uma similar que havia sido aferida no dia anterior, 12 de julho, quando a geração solar instantânea no mesmo subsistema chegou a 6.478 MW, 52% da demanda. Ainda na região e no mesmo dia, a fonte fotovoltaica alcançou 2.248 MW médios, equivalente a 19% da demanda.
Antes, no início do mês, a geração solar média no Nordeste impulsionou em 4 de julho, 2.060 MW médios e, em 11 de julho, 2.211 MW médios. Quanto à geração solar instantânea, em 10 de julho, a região Nordeste havia atingido 6.469 MW, ou 51% da demanda.
O recorde de produção solar média no Sistema Interligado Nacional (SIN) ocorreu no dia 4 de julho, com 5.752 MW médios.
Geração eólica
Nessa modalidade, a chamada temporada de ventos começou no dia 3 de julho com índice inédito da geração eólica instantânea no Nordeste de 17.135 MW às 23h59 e, menos de 24 horas depois, este patamar foi superado, chegando a 18.401 MW, às 22h41 de 4 de julho, o correspondente a 149,1% da demanda da região naquele momento. O recorde na geração eólica média no Nordeste foi confirmado também em 4 de julho, com 16.453 MW médios.
No SIN, foram duas marcas, ambas também em 4 de julho, geração eólica instantânea, com 19.720 MW aferidos às 22h55, representando 27,8% da demanda do país no momento, e geração eólica média, com 17.110 MW médios.
O ONS lembra que o período de julho a setembro corresponde à estação seca nas bacias hidrográficas do Norte, Nordeste e Sudeste/CentroOeste, e ao período de intensificação dos ventos na região Nordeste, aumentando a participação desta fonte na matriz elétrica.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

Pedro Rodrigues fala sobre as mudanças propostas pelo texto aprovado na Câmara e os possíveis efeitos no segmento.
O Poder360, em parceria com o CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura), lança nesta 6ª feira (21.jul.2023) mais um episódio do programa "Infra em 1 minuto". Em análises semanais, Pedro Rodrigues sócio da consultoria, fala sobre os principais assuntos que marcaram a semana no setor de energia.
O programa é publicado toda semana no canal do Poder360 no YouTube.
Neste 51º episódio, Pedro Rodrigues fala sobre os impactos da reforma tributária, aprovada pela Câmara dos Deputados em 6 de julho deste ano, no setor de energia. A proposta deve ser analisada pelo Senado no 2º semestre.
O sócio do CBIE destaca que os pontos mais debatidos são a inclusão da energia elétrica na lista de bens essenciais, que terão alíquota reduzida dos novos impostos, e a manutenção de programas como o Repetro, que é regime aduaneiro especial que permite a importação ou aquisição mercado interno, com suspensão de tributos federais, de matériasprimas e produtos necessários para as atividades de exploração e produção, e o Reidi (Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura).
O modelo vigente de tributação é composto por 5 tributos sobre o consumo:
1. o IPI (Imposto sobre Produtos Industrializados); 2. o PIS (Programa de Integração Social);
3. a Cofins (Contribuição para Financiamento da Seguridade Social);
4. o ICMS (Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias e sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação); e
5. o ISS (Imposto sobre Serviços)
Com a mudança, todas as alíquotas anteriores serão substituídas por um IVA (Imposto sobre o Valor Agregado) dual, dividido entre o IBS (Imposto sobre Bens e Serviços) e a CBS (Contribuição sobre Bens e Serviços) também será criado um imposto Seletivo, com objetivo de sobretaxar a produção, comercialização ou importação de bens e serviços que sejam prejudiciais à saúde ou ao meio ambiente.
Pedro Rodrigues, entretanto, afirma que na proposta “não fica claro se regimes diferenciados de incentivos, como o Reidi e o Repetro, continuarão existindo”. Para o setor, de acordo com Rodrigues, o fim do Reidi pode impactar na busca por novos investimentos em fontes renováveis e ocasionar um aumento dos custos com a construção e operação de novos empreendimentos de geração no longo prazo. Já o Repetro é um crucial no avanço da exploração e produção de petróleo e gás no Brasil.
“A busca da simplificação tributária é legítima e necessária, mas existem muitas especificidades a serem consideradas. No caso do setor energético, uma das principais demandas é que esses mecanismos continuem ativos. Do contrário, a reforma pode trazer prejuízos para a indústria de energia e até afastar novos investidores”, conclui Rodrigues.
Fonte e Imagem: Poder 360.

A desaceleração econômica dos países desenvolvidos e os efeitos da crise global de energia devem pressionar a demanda mundial de energia elétrica, que deve crescer menos de 2% em 2023, abaixo do percentual de 2,3% registrado em 2022, conforme previsão do novo relatório da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês).
Publicado nesta quarta-feira, 19 de julho, o documento projeta que a demanda por eletricidade em economias como dos Estados Unidos deve cair 2% neste ano, enquanto o Japão e a União Europeia devem registrar uma queda de 3%.
Uma das regiões mais afetadas negativamente com a guerra entre Ucrânia e Rússia é a União Europeia, onde a retração profunda de consumo foi vista pela última vez em 2002. Os países que compõem o bloco europeu já tomaram, ao longo do conflito, uma série de medidas para neutralizar a volatilidade dos preços de energia, especialmente do gás, que foi mercado mais afetado pelo conflito.
Mesmo com as previsões de desaceleração na demanda global por energia, o relatório da agência internacional sugere que deve ocorrer uma expansão da demanda em muitas regiões, como, por exemplo, na China, que deve crescer a uma média anual de 5,2% nos próximos dois anos.
Impacto das renováveis
O crescimento global na implantação das fontes renováveis ajudará a atender um possível crescimento adicional na demanda global de eletricidade nos próximos anos. Segundo a IEA, em 2024, a geração renovável será responsável por um terço da demanda mundial, e, dependendo das condições climáticas, este pode se tornar o primeiro ano em que as fontes renováveis gerarão mais energia do que o carvão. 
Ao mesmo tempo, o estudo aponta que a eletricidade gerada a partir de combustíveis fósseis deve diminuir nos próximos dois anos. A geração a partir de derivados do petróleo deve recuar significativamente, enquanto a geração a partir do carvão diminuirá ligeiramente em 2023 e 2024, após aumentar 1,7% em 2022, aponta a agência. 
“A necessidade mundial de eletricidade deve crescer fortemente nos próximos anos. O aumento global da demanda até 2024 deve ser equivalente à cerca de três vezes o consumo atual de eletricidade da Alemanha”, afirma Keisuke Sadamori, diretor de mercados de energia e segurança da IEA.
Para a agência, este é outro sinal de que a transição energética está ocorrendo. No passado, declínios anuais na geração de energia elétrica a partir de combustíveis fósseis são raros e ocorreram principalmente após choques energéticos e financeiros, quando a demanda global de eletricidade foi deprimida.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

País poderá atrair investimentos elevados por conta de seu potencial energético renovável e de recursos minerais voltados ao combate às mudanças climáticas.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva afirmou em sua live semanal que o processo de transição energética pode representar a real independência do Brasil. Ele falou diretamente de Bruxelas, na Bélgica, onde participa da 3ª Cúpula Celac-União Europeia, onde ressaltou entre outros temas que a ambição mundial em torno do meio ambiente e o combate às mudanças climáticas são dois temas que trazem uma oportunidade que ele classificou como excepcional ao país.
“O Brasil tem uma chance excepcional. Nunca antes na história do Brasil, vi tanta chance para o Brasil conquistar aliados, espaço e investimentos. Sobretudo, nessa questão da transição energética, com as energias eólica, solar, biomassa, etanol e biodiesel”, afirmou Lula.
De acordo com Lula, o hidrogênio verde é quem traz essa chance ao Brasil e que não pode ser jogada fora. “Esse é o século da verdadeira independência do Brasil”, declarou. “O país está ficando ainda mais importante para o mundo em função da clareza cada vez maior da sua relevância na questão ambiental e da transição energética”, ressaltou.
Outro aspecto que pode ajudar o país nesse processo é o discurso da União Europeia sobre estimular os países que possuem minerais e introduzirem processos de transformação desses recursos ao invés de apenas exportarem essas commodities básica. Com isso, continuou o presidente, a meta é convocar os países a investirem e financiarem essas plantas no país. Nesse contexto estão minerais que estão ligados à transição energética.
Outra questão abordada durante o programa semanal Conversa com o Presidente é sobre a Amazônia. Lula disse que antes da COP 28 o Brasil sediará uma reunião com os países com território amazônico para tomar uma decisão conjunta a ser apresentada na COP 28, no final do ano. “Não queremos fazer da Amazônia um santuário, é um território que cada um é soberano sobre ele, mas queremos compartilhar a riqueza e biodiversidade, sobretudo pesquisar como melhorar a vida da população que mora nessa região”, destacou ele que revelou ainda ter convidado a França em função da Guiana Francesa, no Norte da América do Sul e também a Indonésia, por ser um país que detém uma floresta tropical em seu território.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

A Secretária de Planejamento e Transição Energética do Ministério de Minas e Energia aprovou incentivos fiscais para novos projetos solares e de reforço de transmissão em diversos estados, enquadrando-os no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi).
Em Goiás, foram autorizados no regime os projetos das UFVs Alto São Francisco I a Alto São Francisco XII, num total de 600 MW de potência instalada, localizadas em Serranópolis.
Na Bahia, as UFVs Fótons de São Claus 04 a Fótons de São Claus 06, que somam 149,7 MW, situadas em Itaguaçu da Bahia, também foram enquadradas no regime, enquanto em Minas Gerais, entrou para o regime especial de tributação a UFV São Miguel 8, com 50 MW, localizada em Buritizeiro. 
Reforços 
Também foi autorizado no Reidi o projeto de reforços em instalação de transmissão de energia elétrica da Chesf nas subestações de Camaçari II e Barreiras.
Furnas teve as instalações da usina de Serra da Mesa e das subestações de Gurupi, Miracema, Samambaia, Bandeirantes, Niquelandia e Barro Alto enquadradas no regime especial.
Da Eletronorte e do Sistema de Transmissão Nordeste receberam aval no regime, respectivamente, as subestações de Porto Velho e Tiangua II. A ISA Cteep também teve um dos projetos aprovados no Reidi. 
No Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura ficam suspensas as contribuições de PIS/Pasep e Cofins vinculadas aos projetos nas aquisições, locações e importações de bens e serviços realizadas em um período de cinco anos.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

Serão 2 certames, os primeiros para contratação de energia em 2023. Editais estão em consulta pública para receber contribuições do setor.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) marcou nesta terça-feira (18) dois leilões de energia elétrica, que serão realizados em 1º de dezembro. As disputas vão contratar usinas existentes para fornecimento às distribuidoras.
As usinas serão contratadas por dois anos. A Aneel prevê que os empreendimentos contratados iniciem as operações em 1º de janeiro de 2024 e em 1º de janeiro de 2025.
A agência não vai fazer distinção de fonte de energia — ou seja, usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas e solares, por exemplo, poderão disputar o certame.
Segundo a Aneel, não haverá reajuste no preço da energia vendida nesses leilões e o “risco hidrológico” das usinas será assumido pelas empresas vencedoras.
O chamado “risco hidrológico” é um conceito para a diferença entre a energia gerada por usinas hidrelétricas e a quantidade mínima estipulada. No caso de a energia fornecida ser menor, a usina tem que pagar a diferença.
Nesta terça-feira (18), a diretoria da Aneel aprovou a realização de consulta pública para os editais dos leilões, no período de 19 de julho a 4 de setembro.
Estes serão os primeiros leilões para contratação de energia em 2023 aprovados pela Aneel.
Os certames de geração podem ser de:
energia “nova”, com contratação de projetos ou usinas já em construção;
energia “velha”, para comprar energia de usinas já construídas e cujo investimento já foi pago — geralmente, tem um custo menor para as distribuidoras.
Fonte e Imagem: G1

Proposta é bem-vinda, mas não pode reverter o progresso já alcançado na atração de investimentos e simplificação de cadeias, escreve Adriano Pires.
A reforma do sistema tributário brasileiro, uma demanda de diversas classes políticas e setores econômicos há anos, nunca esteve tão perto de ser efetivada.
A necessidade de uma reforma não é questionada. Desde 1995 existe a pressão por uma simplificação do arcabouço regulatório a fim de viabilizar a atração de investimento externo e reduzir o famigerado “risco Brasil”.
No entanto, a PEC (Proposta de Emenda à Constituição) 45/2019, recém-aprovada pela Câmara dos Deputados e que segue para apreciação do Senado, revela divergências entre interesses políticos e a necessidade de adequação de benefícios e subsídios vigentes.
Nesse contexto, é importante dar atenção à conjuntura atual do setor energético, em especial os segmentos de eletricidade e de O&G (óleo e gás), para que as mudanças propostas pela reforma não onerem o setor e suas cadeias de valor. O modelo vigente de tributação é composto por 5 tributos sobre o consumo:
1. o IPI (Imposto sobre Produtos Industrializados);
2. o PIS (Programa de Integração Social);
3. a Cofins (Contribuição para Financiamento da Seguridade Social);
4. o ICMS (Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias e sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação); e
5. o ISS (Imposto sobre Serviços).
Com a mudança, todas as alíquotas anteriores serão substituídas por um IVA (Imposto sobre o Valor Agregado) dual, dividido entre o IBS (Imposto sobre Bens e Serviços) e a CBS (Contribuição sobre Bens e Serviços).
A CBS substituirá o PIS, a Cofins e o IPI, recolhidos ao governo federal. Já o IBS agregará o ICMS, dos Estados, e o ISS, dos municípios.
Além disso, será criado um IS (Imposto Seletivo) com o objetivo de sobretaxar a produção, comercialização ou importação de bens e serviços que sejam prejudiciais à saúde ou ao meio ambiente.
A reforma também deve trazer mudanças expressivas no quesito cobrança. No sistema atual, há impostos que incidem sobre outros impostos em função da tributação plurifásica nas diferentes etapas das cadeias de valor. Essa distorção acaba resultando em uma tributação adicional e oculta, chamada de “resíduo tributário”. O IVA dual pretende acabar com esse “resíduo tributário” a partir da criação de um mecanismo transparente e eficiente de créditos tributários.
A fim de assegurar celeridade e segurança da ferramenta de restituição de saldos credores, a reforma traz 2 pontos cruciais.
Primeiro, o recolhimento centralizado do IBS no Conselho Federativo, de onde os créditos serão restituídos antes da distribuição da receita aos Estados e municípios.
Segundo, a determinação, mediante lei complementar, de um prazo máximo para compensação desses volumes. Dessa forma, os contribuintes seguem realizando os pagamentos de modo contínuo, mas os percentuais que antes eram derivados do efeito cumulativo dos impostos irão retornar em forma de créditos tributários.
Tendo em vista as alterações propostas, agentes do setor de energia elétrica e de O&G já manifestaram preocupações quanto aos efeitos da reforma sobre suas atividades. No setor elétrico, a principal demanda é a manutenção do status de essencialidade da energia elétrica, um enquadramento conquistado recentemente, em 2022, que limita a incidência de tributos sobre o bem ou serviço.
Já na perspectiva da indústria de O&G, a prioridade é a reformulação do Repetro, o regime aduaneiro especial de exportação e de importação de bens destinados às atividades de pesquisa e de lavra das jazidas de petróleo e gás natural, estabelecido originalmente nos termos do artigo 458 do Decreto 6.759/2009.
O principal argumento em defesa da essencialidade da energia elétrica é o seu elevado grau de penetração em diferentes esferas da sociedade, impactando desde pequenos produtores rurais até grandes fábricas e centros urbanos.
Dado o seu impacto generalizado, um aumento ou redução da eletricidade tem reflexo em todos os setores da economia, com efeito potencializado sobre o consumo final, em especial no de famílias de baixa renda. Essa é uma questão que havia sido solucionada com a publicação da Lei Complementar 194/2022, que alterou o Código Tributário Nacional e a Lei Kandir para considerar a energia elétrica, dentre outros, como bens essenciais para fins de tributação.
No entanto, ao contrário do que esperava o setor, a energia elétrica ficou de fora da categoria de bens essenciais no texto aprovado pela Câmara. A inclusão diminuiria a cobrança do IVA sobre a eletricidade para 40% da alíquota padrão, igualando-a a bens e serviços como saúde, educação, transporte público, medicamentos, insumos agropecuários e outros.
Outro ponto importante que ainda está em aberto é a manutenção do Reidi, o Regime Especial de Incentivo para o Desenvolvimento da Infraestrutura. Diversas categorias de empreendimentos no setor elétrico se enquadram no regime, desde projetos de transmissão no curto prazo até projetos de geração de energia elétrica, tanto no ambiente regulado quanto no ambiente livre. Essas categorias se beneficiam de isenções fiscais para a obtenção dos recursos necessários para seu desenvolvimento.
No longo prazo, o fim do Reidi implicaria no encarecimento do custo de geração de energia, reduzindo a atratividade do setor dada a necessidade de maiores investimentos para construção de novos empreendimentos.
Extinguir o Reidi e outras isenções em razão da reforma impactaria sobretudo nos investimentos em fontes renováveis. Esse movimento contraria os interesses declarados pelo governo federal ao longo de sua campanha eleitoral e durante os primeiros meses de sua atuação.
A energia solar, por exemplo, recebe subsídios e isenções fiscais em função de seu valor ambiental e social. Sendo assim, uma possível reoneração dessa modalidade levaria a uma elevação dos custos de instalação e utilização de novos painéis.
Nesse sentido, o diretor da Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), Carlos Avellar, defende que “o Reidi seja preservado para empreendimentos existentes” e não entre no regime especial de incentivos. “Elas [fontes renováveis] não podem ser colocadas no mesmo patamar de cigarros e bebidas”.
O Repetro, do segmento de O&G, passa por uma lógica similar ao do Reidi no setor elétrico. O regime, embora não seja uma desoneração, desempenha um papel crucial no avanço da exploração e produção de petróleo e gás no Brasil.
De acordo com projeção apresentada pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo), durante os próximos 10 anos, o Repetro deve proporcionar investimentos, empregos e arrecadação de tributos no setor, totalizando projetos no valor de US$ 180 bilhões, com geração de mais de 445 mil postos de trabalho diretos e indiretos por ano.
Ademais, a manutenção do regime está alinhada com uma pauta que está no cerne da reforma tributária, que é a desoneração dos investimentos.
Além do Repetro, também existe uma preocupação associada à possibilidade de Estados e o Distrito Federal determinarem uma contribuição sobre produtos primários produzidos em seus territórios. Isso poderia afetar a competitividade e a atratividade de investimentos na indústria de O&G, que já enfrenta uma alta carga tributária de cerca de 70%, segundo o IBP.
Nesse sentido, é importante ressaltar que o segmento é um grande arrecadador para o país, tendo pagado aproximadamente R$ 690 bilhões somente em participações governamentais para a União, Estados, municípios e Fundo Especial, de 2010 a 2022. Ou seja, ainda sem considerar a cobrança de tributos sobre o consumo, o segmento já apresenta uma contribuição expressiva para a receita de diversas competências governamentais.
Outra ressalva feita por alguns integrantes do setor de energia como um todo é a falta de esclarecimento quanto à aplicação do IS.
A princípio, o objetivo do tributo é onerar bens e serviços prejudiciais à saúde ou ao meio ambiente. Porém, essa definição “aberta” dá margem para diferentes interpretações e aplicações.
Apesar do setor de energia não apresentar um volume de emissões expressivo quando comparado ao uso de terra e agropecuária no Brasil, há de se considerar o possível impacto de sobretaxar os combustíveis fósseis, seja qual for sua finalidade.
Nesse cenário, é importante oferecer garantias de que o IS não vai resultar no encarecimento de bens como a energia elétrica ou combustíveis automotivos, que possuem alto potencial inflacionário por impactarem diretamente a renda do brasileiro médio e diversas cadeias de valor da economia doméstica.
Em suma, a proposta de uma reforma tributária é sim bem-vinda quando se considera a elevada complexidade dos regimes tributários vigentes, mas ela não pode reverter o progresso já alcançado por segmentos individuais para a atração de investimentos e simplificação de suas cadeias.
No 2º semestre, o texto final da PEC será votado no Senado, onde ainda poderá passar por alterações. Em sua versão atual, tem lacunas para a elaboração de Leis Complementares que dão as especificidades do processo. Dito isso, é essencial que certos temas sejam resolvidos de imediato, proporcionando segurança e transparência aos consumidores e investidores.
Fonte e Imagem: Poder 360.