Jul 22 de 2024
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// - “Jabutis” do projeto das eólicas offshore são alvos de críticas em encontro do setor elétrico

Participantes do encontro que reuniu o setor elétrico em São Paulo nesta sexta-feira (12) criticaram os chamados “jabutis” do projeto de lei que leva incentivos ao desenvolvimento de usinas eólicas offshore no Brasil. O termo diz respeito a medidas alheias ao tema principal da proposição incluídas no texto.
O encontro foi organizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e pelo Ministério de Minas e Energia. Representantes de associações setoriais e órgãos públicos relacionados estiveram presentes.
Presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, Luiz Eduardo Barata criticou as intervenções da Câmara dos Deputados no projeto de lei. “Deveriam ser retiradas todas as emendas incluídas pela Câmara. O texto saiu bom do Senado. O projeto deve ser aprovado limpo”, disse.
Um estudo da PSR divulgado pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) indicou os “jabutis” do PL geram custo de R$ 25 bilhões por ano até 2050 (totalizando R$ 658 bilhões).
Segundo as estimativas, a maior parte deste custo vem de trechos que preveêm contratação compulsória de térmicas a gás (R$ 155 bilhões) e de pequenas centrais hidroelétricas, (PCHs, R$ 140 bilhões) e postergação de prazos para geradoras de energias renováveis entrarem em operação com subsídios (R$ 113 bilhões).
O trecho que prevê a manutenção da operação de termoelétricas a carvão mineral foi alvo de crítica pelo deputado federal Danilo Forte (União-CE) na abertura do evento. Esta medida deve acarretar custo extra de R$ 92 bilhões até 2050.
Presidente Executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia participou de painel que debateu subsídios no setor elétrico e seu peso nas contas de luz.
O representante defendeu a revisão de políticas de incentivos, mas criticou especialmente aqueles voltados geração de energia por meio de combustíveis fósseis. “Contam com subsídios há muito mais tempo que as renováveis”, disse.
Em carta ao presidente Lula da Silva ao ministro do MME, Alexandre Silveira, associações que representam PCHs e Associação das Distribuidoras Estaduais de Gás Canalizado (Abegás) defenderam incentivos do PL aprovado pela Câmara.
No encerramento do evento, o ministro do MME, Alexandre Silveira, também questionou os R$ 25 bilhões anuais que os “jabutis” levariam às contas de luz dos brasileiros.

// - Brasil segue à frente de grandes economias na distribuição de energia

O número total de brasileiros com acesso à energia elétrica já ultrapassa a casa dos 200 milhões. Isso representa 99,8% dos lares do país. Dessa forma, o Brasil já atingiu o sétimo dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) que compõem a Agenda 2030 da ONU.
Referindo-se à aquisição de uma energia sustentável e eficiente, 90,2% é o percentual no mundo de pessoas com acesso a esse serviço básico, segundo a Agência Internacional de Energia (AIE).
Ainda de acordo com a AIE, o Brasil está à frente de grandes economias, como o México e a África do Sul. Na América do Sul, apenas o Chile e o Uruguai sustentam os mesmos percentuais.
91,3 milhões de unidades consumidoras – entre residências e comércios ­– têm acesso ao serviço básico. Há três décadas o número era de 38 milhões, um salto de 140%.
Essa universalização do acesso à energia elétrica no país é consequência de um longo trabalho de parceria entre as distribuidoras de energia elétrica e o poder público, afirma o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marcos Madureira.
Entre 2016 e 2022, de acordo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), as concessionárias e permissionárias investiram R$ 126 bilhões no setor, dos quais 70% foram aplicados na expansão da rede. O restante dos recursos foi utilizado para renovação e melhoria do sistema.
Se for considerada somente a expansão, os investimentos saltaram de um patamar de R$ 9 bilhões em 2019 para R$ 19,6 bilhões em 2022, um expressivo aumento de 118%.
Além disso, o segmento de distribuição gera 200 mil empregos diretos no Brasil.
Hoje, a rede de distribuição do país chega a 4 milhões de quilômetros, o equivalente a cerca de 860 vezes a extensão da BR-116, a maior rodovia brasileira.
Importância da Abradee
Na visão de Madureira, é uma missão da Abradee levar energia elétrica para todas as famílias em um país com dimensões continentais como o Brasil.
“Isso significa garantir acesso à saúde, educação, alimentação de qualidade, lazer e bem-estar, além de industrialização, avanço tecnológico e geração de empregos, desde os grandes centros urbanos a localidades remotas e quase esquecidas”, reitera.
A Abradee presta serviços de apoio às associadas nas áreas técnica, comercial, econômico-financeira, jurídica e institucional. A entidade também é responsável pela articulação entre órgãos reguladores, Parlamento, imprensa e diversos agentes do setor elétrico.
Na prática, a corporação é responsável pela produção e edição de publicações técnicas; intercâmbio de conhecimento e informações com entidades nacionais e internacionais; relacionamento, articulação e mediação com stakeholders; promoção de espaços e canais para facilitar debate de melhores práticas no segmento.
Programas de energia elétrica: O governo federal lançou um dos maiores programas de universalização de acesso à energia do mundo: o Luz Para Todos. O programa viabilizou a inclusão de mais de 3,6 milhões de residências na rede elétrica desde 2003.
No fim do ano passado, o Ministério de Minas e Energia aprovou um orçamento de R$ 2,5 bilhões para o programa, que beneficiará 500 mil famílias até 2026.
O Censo de 2010 revela, porém, que ainda existem 2 milhões de domicílios no país sem energia. Boa parte desses moradores, aproximadamente 1 milhão, vive na Amazônia Legal, responsável por 25% da geração elétrica que alimenta o país.
Dessa forma, para incluir os brasileiros que faltam no sistema, o governo criou, em 2020, o programa Mais Luz para a Amazônia, que tem como meta universalizar o acesso à energia na região até 2028.
Levando isso em consideração, as distribuidoras planejam investir entre 2024 e 2026 aproximadamente R$ 100 bilhões, dos quais R$ 60,7 bilhões serão destinados à expansão da rede elétrica.
Só nos últimos dois anos, as concessionárias investiram R$ 31 bilhões para tornar as redes mais resilientes. Inclusive, o valor representa o dobro da verba investida nos anos anteriores.

// - Subsídios prenunciam crise financeira no setor elétrico.

A escalada de subsídios tarifários na conta de energia, que nos últimos anos se intensificaram por meio de novas leis, decretos e principalmente “jabutis", tem potencial para provocar em breve uma crise financeira no setor elétrico.
A conclusão unânime ocorreu durante painel de evento do Centro Brasileiro de Relações Internacionais (Cebri), no Rio de Janeiro, nesta sexta-feira (5), que reuniu especialistas respeitados do setor como Nivalde de Castro, do Gesel-URFJ, Guilherme Dantas, pesquisador sênior do Cebri, além de Ângela Gomes, da PSR, e Jerson Kelman, ex-diretor geral da Aneel e colunista da Brasil Energia (foto).
Para Nivalde, o primeiro efeito do que chama de sequência de subsídios, antes de possível crise de calote generalizado no setor, deve ser a judicialização. De acordo com o professor, isso deve ocorrer principalmente porque as distribuidoras tendem a pedir revisão extraordinária das tarifas para cobrir os investimentos que elas estão fazendo para atender a entrada intensiva de geração distribuída nas suas redes.
“Elas vão dizer que esse ‘caminhão’ de GD que está entrando não vai conseguir esperar três ou quatro anos (para a revisão). E aí vão entrar na Justiça para pedir uma revisão extraordinária. E isso vai começar a ser um efeito em cadeia”, disse.
Na mesma linha, Guilherme Dantas, do Cebri, citou o exemplo dadistribuidora mineira, a Cemig, que no atual ciclo tarifário precisará construir 30 subestações para atender a entrada de geração distribuída no norte de Minas Gerais, contra uma média histórica de 4 a 5 subestações por ciclo.
“Estamos falando de cinco a seis vezes o investimento da empresa para dar atendimento ao GD do norte do estado. Isso significa R$ 1 bilhão só em obras. E quem vai pagar a conta vai ser o ACR”, apontou Dantas.
Bolha: Já Jerson Kelman, em uma de suas intervenções no debate, fez referência a seu artigo publicado na Brasil Energia em janeiro deste ano, com o título “Bolhas explodem”, no qual compara o momento do setor elétrico brasileiro com a situação vivida nos Estados Unidos pré- estouro da bolha imobiliária.
“O que aconteceu lá é parecido com o que acontece aqui no setor elétrico. Grupos específicos, sabendo que estão caminhando em direção ao precipício, continuam caminhando porque estão se beneficiando”, disse, se referindo aos vários subsídios incluídos em leis com o protagonismo atual do Poder Legislativo, o qual, no artigo publicado na Brasil Energia, Kelman definiu como contraproducente e responsável pelo crescimento da bolha do setor.
Para ele, porém, há ainda a necessidade de se manter um tipo de benefício. "O subsídio para a baixa renda é o único que eu defendo e inclusive a sua ampliação. Mas, no caso da solar e eólica, por exemplo, nós sabemos o que aconteceu. O custo caiu exponencialmente, tendendo a zero. E, portanto, há muito tempo o subsídio não é mais necessário”, completou.
Na defesa dos benefícios para consumidores de baixa renda, aliás, Kelman citou artigo escrito com Angela Gomes, da PSR, no qual ha cálculo que mostra ser o subsídio por família com geração distribuída 14 vezes superior ao concedido por família da baixa renda.
Novas ameaças Bom lembrar que as mais recentes ameaças de novos subsídios são o PL das eólicas offshore (11.247/2018), cujos jabutis, segundo estudo da PSR, têm potencial para causar impacto direto nos custos para os consumidores de R$ 25 bilhões por ano até 2050 (11% a mais na tarifa), o equivalente a R$ 658 bilhões, e o PL 624/2023, que dispõe sobre o financiamento e a instalação de sistema de energia fotovoltaica para consumidores de baixa renda beneficiários da tarifa social e cujo impacto, de acordo com a Abradee, deve superar os 2% sobre as tarifas.
Fonte e Imagem: Brasil Energia

// - Afluência em julho deve estar entre as piores da média histórica, segundo CMSE

A Energia Natural Afluente (ENA) no Sistema Interligado Nacional (SIN) de julho deve estar entre 54% e 64% da média histórica para o mês, segundo os cenários inferior e superior apresentados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) ontem, 3 de julho, ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Estes montantes representam o pior e o 3º pior da média histórica de 94 anos. Todos os subsistemas podem ficar abaixo da média, com exceção do Sul.
Pelas previsões, em julho, as chuvas nos reservatórios das hidrelétricas no subsistema Sudeste/Centro-Oeste serão equivalentes a 51% a 53% da média de longo termo (MLT); no subsistema Nordeste, a ENA será de 42% da MLT tanto no cenário superior quanto no cenário inferior; no subsistema Norte, a ENA deve ficar entre 53% e 55%; e no subsistema Sul a previsão de ENA é de 66% e 102% da MLT. As perspectivas não devem melhorar nos próximos meses, já que a previsão de chuvas até o final do ano é cerca de 50% abaixo da média histórica.
No final de julho, a energia armazenada no SIN deve estar entre 65,1% e 65,2% da energia armazenada máxima (EARmáx), considerando os cenários inferior e superior do CMSE. No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a expectativa é de 62,7% tanto no cenário uperior quanto no cenário inferior; o subsistema Sul deve ter entre 77,5% e 78,2% da EARmáx; no subsistema Nordeste, a previsão é entre 63,2% e 63,3% da EARmáx, e no Norte deve haver 90,7% da EARmáx nos cenários mais e menos favorável.
Hidrologia de junho: Ao final de junho, foram verificados armazenamentos equivalentes a cerca de 68% na região Sudeste/Centro-Oeste, 88% no Sul, 69% no Nordeste e 91% no Norte. Para o SIN, o armazenamento foi de aproximadamente 71%. Apenas as bacias dos rios Jacuí, Taquari-Antas, e Uruguai tiveram precipitações superiores à média histórica.
Em junho, a ENA ficou abaixo da média histórica nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste (56% da MLT), Nordeste (41% da MLT) e Norte (51% da MLT). O subsistema Sul foi o único a apresentar condições superiores à média histórica, com cerca de 153% da MLT.
Expansão da geração e transmissão: Em junho, expansão verificada da capacidade instalada de geração centralizada foi de 790 MW. Houve aumento de 581 quilômetros em linhas de transmissão e de 1.875 MVA em capacidade de transformação.
O CMSE se reuniu nesta quarta-feira, 3 de julho. “Estamos trabalhando em busca de soluções criativas e possíveis para aumentar a disponibilização dos nossos recursos, como fizemos ao reduzir a vazão das hidrelétricas de Jupiá e Porto Primavera, conservando os reservatórios durante este período seco e evitando o despacho das térmicas” declarou em nota o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - CMSE: SIN pode terminar julho com ENA de 54%, menor valor no histórico

Na última reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, as condições hidrometeorológicas para o mês de julho, indicam no cenário inferior, uma ENA abaixo da média histórica para todos os subsistemas. Nesse cenário, para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste, Norte e Sul, a previsão é de 51%, 42%, 53% e 66% da MLT, respectivamente. Para o SIN, o estudo aponta condições de afluência prevista de 54% da MLT, sendo o menor valor para o mês de um histórico de 94 anos.
No cenário superior, ainda em julho, as condições previstas para os subsistemas Sudeste/CentroOeste, Nordeste, Norte e Sul são de 53%, 42%, 55% e 102% da MLT, respectivamente. Em relação ao SIN, os resultados dos estudos de vazão indicam condições de afluência prevista de 64% da MLT, sendo o terceiro menor valor para um histórico de 94 anos.
Em junho, a energia armazenada verificada chegou a 68%, 88%, 69% e 91% nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente. Para o SIN, o armazenamento foi de aproximadamente 71%. Para julho, o cenário inferior traz expectativa de 62,7%, 77,5%, 63,2% e 90,7% da EARmáx nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente. No cenário mais favorável, há uma previsão de 62,7%, 78,2%, 63,3% e 90,7% da EARmáx, considerando a mesma ordem. Para o SIN, os resultados para o último dia do mês devem ser de 65,1% da EARmáx, para o cenário inferior, e de 65,2% para o cenário superior.
Na expansão do sistema em junho, foram 790 MW de capacidade instalada de geração centralizada, de 581 km de linhas de transmissão e 1.875 MVA de capacidade de transformação. No ano de 2024, são 5.570 MW de capacidade instalada, 1.787,4 km de linhas de transmissão e 6.930 MVA de capacidade de transformação.
O ministro Alexandre Silveira reforçou durante a reunião a importância do trabalho e do planejamento do setor para encontrar medidas para aumentar a oferta de recursos para suprir a crescente necessidade de geração. O objetivo é garantir a segurança energética e a modicidade tarifária.
De acordo com ele, o governo está trabalhando em busca de soluções criativas e possíveis para aumentar a disponibilização dos recursos, como foi feito ao reduzir a vazão das UHEs de Jupiá e Porto Primavera, no Rio Paraná, de maneira a conservar os reservatórios durante o período seco e evitando o despacho das térmicas.
Silveira também destacou o avanço em várias obras no país e na modernização do parque elétrico, buscando sempre o equilíbrio entre modicidade tarifária e segurança energética. Segundo o ministro, a ação, deliberada no CMSE de abril, garantiu cerca de 7% adicionais nos reservatórios das hidrelétricas do Sudeste, evitando despacho termelétrico e garantindo segurança energética.
Fonte e Imagem: CanalEnergia

// - Autoridades defendem mais eficiência no licenciamento ambiental para acelerar transição energética

Com a transição energética e as projeções investimentos de até R$ 1 trilhão no setor de energia, autoridades presentes no Café da Manhã do Fórum do Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (FMASE) afirmaram que um processo de licenciamento ambiental mais rápido e com normas mais claras vai facilitar avanços com a agenda de transição energética. O evento, que marca os 20 anos do Fórum, foi realizado na manhã desta quarta-feira (3), em Brasília.
O presidente do FMASE, Marcelo Moraes, chamou atenção para o potencial nacional em energia renovável, afirmando que o setor elétrico é “a grande mola impulsionadora do desenvolvimento do Brasil nos próximos anos”. Para isso, o país precisa dar mais segurança e garantias aos investidores. “Defendemos um licenciamento ambiental que não perca sua qualidade jamais, mas que tenha celeridade nos processos”, disse.
No painel dedicado ao debate no Congresso Nacional, o senador Confúcio Moura (MDB/RO), relator do PL 2159/2021 na Comissão de Meio Ambiente, considera necessário aprovar o texto para unificar o conjunto de normas ambientais. Ele lembrou de um levantamento da Confederação Nacional da Indústria (CNI) que mostra 27 mil legislações sobre o tema em todo o país, o que pode ser uma dificuldade para novos empreendimentos. “O investidor precisa de segurança para fazer seu investimento. Precisa de objetividade, de desburocratização”.
Para o deputado federal Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), é positivo o empenho do governo em alcançar consenso no Projeto de Lei para priorizar a transição energética. Ele observou que a transição deve ser vista com uma abordagem estratégica e geral, integrada a outras frentes que poderão ser beneficiadas. O licenciamento ambiental, como etapa necessária para novos empreendimentos, precisa ser mais eficiente. “A coisa que mais compromete o licenciamento é quando as exigências não são objetivas”, completou.
A busca por consensos: No segundo painel, que trouxe a visão do executivo, os expositores observaram a dificuldade no diálogo entre empreendedores e entidades defensoras de causas socioambientais. O gerente Executivo de Meio Ambiente e Sustentabilidade da CNI, David Bomtempo, trouxe à tona um levantamento da Confederação que mostra 95% dos empreendedores favoráveis ao licenciamento ambiental, mas ponderou: “da forma como vem sendo feito hoje, prejudica os investidores”.
Nesse sentido, Rafaela Camaraense, da ABEMA, ressaltou que não se pode perder a esperança de encontrar pontos de convergência. “Muitas pessoas sempre trataram a preservação do meio ambiente como antagônica ao desenvolvimento econômico. Mas não vemos dessa forma”, disse, destacando a complexidade dos estudos para permitir novos empreendimentos.
Os consensos também apareceram na fala da diretora presidente da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA), Verônica Sánchez, que falou sobre a manutenção dos reservatórios das hidrelétricas não só para a produção de energia, mas com atenção a todos os usos da água ali armazenada.
O bonde da transição energética: Por parte do Ministério de Minas e Energia, a subsecretária de Sustentabilidade, Maria Ceicilene Aragão, mencionou os leilões de transmissão de energia e o empenho para licenciar parques eólicos no Nordeste como demonstrações do trabalho da pasta para o desenvolvimento sustentável do país. “A transição energética é uma realidade. Nossas fontes renováveis estão aí e têm que ser aproveitadas. Mas nós precisamos saber como fazer”, observou.
Marcelo Moraes reforçou o movimento pela diversificação da matriz, com participação importante das hidrelétricas para a transição energética. “A gente não pode perder o bonde da história. Fiquei muito triste quando perdemos a nossa capacidade de fazer grandes reservatórios. E ficarei muito triste se nós perdermos a chance de aproveitar o momento da transição energética”.
Fonte e Imagem: O Setor Elétrico.

// - Audiência na Câmara discute formato do futuro leilão de energia elétrica

A Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados promove nesta quinta-feira (4) uma audiência pública para discutir a estrutura do leilão de reserva de capacidade na modalidade potência.
A audiência foi solicitada pelo deputado Hugo Leal (PSD-RJ) e será realizada a partir das 9 horas, no plenário 14.
O Ministério de Minas e Energia está estudando os termos do futuro leilão de reserva de capacidade na modalidade potência. Esse processo busca garantir capacidade elétrica disponível para atender demanda futura. Na modalidade potência, os participantes competem para oferecer capacidade de geração de energia em um determinado período futuro.
"O Brasil possui histórico de sustentar sua demanda energética através da geração hidráulica com grandes sistemas de armazenamento hídrico, para comportar períodos de estiagem e garantir segurança energética ao longo de todo o ano", afirma Hugo Leal.
Nos últimos dez anos, continua o deputado, tem-se observado "um grande florescimento da geração distribuída, especialmente de fonte solar, e a representação cada vez maior da participação da geração eólica na geração energética em nível nacional".
Hugo Leal afirma que o cenário em evolução precisa ser discutido tanto do ponto de vista tecnológico quanto do ponto de vista regulatório.
Fonte: Agência Câmara de Notícias

// - Taxação de energia eólica e solar vai reduzir investimentos e aumentar tarifa, afirmam entidades

Entidades do setor elétrico e industrial afirmaram nesta terça-feira (2), na Câmara dos Deputados, que o projeto de lei (PL) que institui uma taxação sobre os geradores de energia eólica e solar vai reduzir o ritmo de investimentos na produção de energia renovável no país, que vem em um ciclo de alta. Também vai penalizar os consumidores, já que o custo da “taxa” será repassado à conta de luz.
O PL 3864/23, do deputado Bacelar (PV-BA), estabelece uma compensação financeira, destinada aos estados e municípios, sobre a energia eólica e solar gerada em seus territórios. A compensação será de 7% do valor da energia produzida pelas usinas. A geração eólica e solar responde por quase um terço da capacidade instalada de produção de energia elétrica do Brasil.
A proposta foi alvo de debate na Comissão de Minas e Energia. “Novas taxações vão sem dúvida nenhuma onerar o consumidor”, disse o diretor de novos negócios da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Marcello Cabral. Ele e outros convidados pediram que a análise do projeto seja postergada pela comissão.
O presidente do Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (Fmase), Marcelo Moraes, afirmou que o projeto “não se encaixa nesse momento”. “O mundo está vivendo uma transição energética, está buscando lugares para se instalar com energia limpa e renovável. E o Brasil, nessa corrida global, se coloca numa posição muito favorável”, disse.
Impacto O gerente de Energia da Confederação Nacional da Indústria (CNI), Roberto Wagner Pereira, afirmou aos deputados que, em um cálculo preliminar, o projeto vai elevar em R$ 870 milhões por ano os encargos do setor elétrico repassados aos consumidores. O número pode chegar a R$ 1,39 bilhão se a geração distribuída for incluída na nova taxação, já que o projeto, segundo Pereira, não é claro quanto a isso.
Também presente ao debate, o diretor técnico e regulatório da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Carlos Dornellas, apresentou um parecer jurídico que contesta a constitucionalidade do PL 3864/23.
Segundo ele, a exploração do potencial solar não se enquadra no rol de bens da União que permitem a cobrança de compensação financeira, como os recursos hídricos e minerais. “Não há que se falar, nesse momento, em cobrança de ‘royalties’ sobre um bem que não está arrolado como bem da União”, completou.
Esse, aliás, é um dos argumentos usados pelo relator do projeto, deputado Gabriel Nunes (PSD-BA), que pediu a rejeição da proposta. O parecer aguarda votação na comissão.
A deputada Silvia Waiãpi (PL-AP), que solicitou a audiência pública, reconheceu que o projeto pode penalizar os consumidores brasileiros. “Entendo essa perspectiva. Agora vou sentar com o relator e conversar a partir de todo o material apresentado”, disse a deputada.
Fonte: Agência Câmara de Notícias

// - Senador defende acordo para fim do impasse no PL do licenciamento

O senador Confúcio Moura (MDB-TO) defendeu um acordo mediado pelo presidente do Senado, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), como única saída para superar o impasse na tramitação do Projeto de Lei 2.159, que estabelece as normas gerais do licenciamento ambiental. Moura, que é relator do PL na Comissão de Meio Ambiente, afirma que há nove pontos de divergência entre sua proposta e a da senadora Teresa Cristina, relatora da matéria na Comissão de Agricultura.
“Tenho conversado bastante, mas a senadora Teresa prefere manter a íntegra do projeto que veio da Câmara e atende em mais de 90% as expectativas do empresariado brasileiro,” disse o senador nesta quarta-feira, 3 de julho, durante evento do Fórum do Meio Ambiente do Setor Elétrico. Presidente da Comissão de Infraestrutura do Senado, Confúcio Moura, disse que está disposto a fazer adequações onde não há consenso.
O PL do licenciamento ambiental tramita há 21 anos no Congresso Nacional. Ele foi aprovado na Câmara dos Deputados e chegou ao Senado em 2021, onde não conseguiu avançar nas duas comissões, sob a relatoria da então senadora Kátia Abreu. Foi redistribuído após dois anos aos novos relatores pelo presidente da casa, que decidiu enviar o projeto simultaneamente para as comissões de Meio Ambiente e de Agricultura, criando o imbróglio.
Para o relator, o impasse tem que ser resolvido antes da aprovação dos relatórios nas comissões, para evitar o envio de propostas divergentes ao plenário do senado. Ele prevê, neste caso, a a apresentação de muitos destaques, tornando quase impossível votar a proposta.
Moura destacou que os investidores tem pressa e precisam de uma lei facilitadora do processo de licenciamento ambiental. “O setor produtivo brasileiro está muito ansioso e com muita expectativa, porque todos vocês estão sujeitos a uma malha de 27 mil legislações.”
Fonte e Imagem: CanalEnergia com FMASE

// - Conselho da Copel elege Felipe Gutterres como novo diretor financeiro

O conselho de administração da Companhia Paranaense de Energia (Copel) elegeu Felipe Gutterres, como diretor de finanças e de relações com investidores da companhia, e André Luiz Gomes da Silva, como diretor de regulação e mercado.
Gutterres substitui Adriano Rudek de Moura, que ocupava o cargo desde maio de 2017, contribuindo significativamente para o crescimento e fortalecimento da Copel, diz a empresa. Os recrutamentos foram realizados a partir de processo seletivo conduzido por consultorias especializadas, sob o acompanhamento do comitê de gente, afirma.
Gutterres é formado em ciências econômicas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e tem histórico em grandes empresas nos segmentos de infraestrutura, logística, óleo e gás e tecnologia como Wilson Sons, Sistac, Shell e a Fintech Arara.io.
Gomes, por sua vez, é graduado em engenharia elétrica pela Universidade Federal de Engenharia de Itajubá (Unifei) e eu último cargo exercido foi de Presidente da CPFL Transmissão, tendo exercido atuado em cargos de liderança em órgãos e empresas como AES Brasil e na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Geração distribuída de energia surge no Brasil com produção próxima ao consumidor

A geração distribuída de energia elétrica é uma modalidade na qual a produção de eletricidade ocorre em pequenos empreendimentos próximos aos respectivos pontos de consumo, ao invés de ser produzida centralizadamente em grandes usinas e escoada pelas redes de transmissão.
Os conceitos de microgeração e minigeração distribuída (MMGD) foram formalmente introduzidos no Brasil pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por meio da resolução normativa nº 482/2012. Esta resolução estabeleceu as bases regulatórias para permitir que consumidores instalassem sistemas de geração própria conectados às redes de distribuição e compensassem a energia produzida com aquela que lhes fosse suprida pela rede, por meio de um sistema de compensação de energia conhecido como net metering.
Apesar disso, foi a resolução normativa nº 687/2015, uma versão revisada da regra anterior, e suas atualizações subsequentes, que, juntamente com uma decisiva redução dos custos associados (particularmente no caso da energia fotovoltaica), conseguiram promover o crescimento sustentável da MMGD.
Foram mudanças significativas, como o aumento do limite de potência instalada – até 75 quilowatts (kW) para microgeração e a partir de 75 kW até 5 megawatts (MW) para minigeração –, a inclusão de novas modalidades de MMGD (por exemplo: geração compartilhada, autoconsumo remoto e múltiplas unidades consumidoras), a criação de créditos de energia (mecanismo que permite que o excedente gerado seja injetado na rede e compensado na conta de energia do consumidor em forma de créditos, que podem ser utilizados para abater o consumo nos meses subsequentes) e simplificação dos procedimentos para conexão à rede. Desde então, o crescimento da MMGD tem ocorrido de forma exponencial no Brasil, alcançando mais de 26 gigawatts (GW) no fim de 2023.
Finalmente, em 2022, foi promulgada a Lei nº 14.300, que consolidou a regulamentação da geração distribuída, estabelecendo um marco legal que proporciona maior segurança jurídica e previsibilidade para investidores e consumidores. Um ponto relevante da lei foi estabelecer prazos e condições para a transição dos sistemas existentes para o novo marco regulatório. Em resumo, este novo arcabouço regulatório estabelece, para os sistemas de MMGD, um modelo de tarifação para a energia excedente que seja injetada na rede.
O desenvolvimento da MMGD no Brasil é um exemplo de como a geração distribuída vai revolucionar a integração e a relação dos consumidores com o sistema elétrico. O próximo passo dessa agenda será calcular os custos e benefícios da MMGD para o sistema brasileiro, de acordo com as diretrizes indicadas pelo governo brasileiro, no âmbito do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), órgão de assessoramento do presidente da República para formulação de políticas relacionadas aos recursos energéticos do país.
Porta Exame.

// - Altas temperaturas fazem consumo de energia subir 8% em maio, diz CCEE

O consumo de energia elétrica no Brasil aumentou 8% em maio em relação a igual mês de 2023, para 70.207 megawatts médios, com impulso das altas temperaturas no país apesar de uma perda relevante de consumo registrada no Rio Grande do Sul devido ao desastre climático, segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
A demanda por energia cresceu principalmente no mercado regulado, atendido pelas distribuidoras, com avanço de 12,3% na comparação anual. As altas temperaturas tendem a ter mais influência sobre o consumo nesse segmento, em função do maior acionamento de equipamentos como ar condicionado em residências, por exemplo.
Já no ambiente de contratação livre, no qual as grandes indústrias e empresas consomem energia, houve aumento de 1,8% do consumo em maio frente a igual período de 2023.
Os dados da CCEE mostram ainda que houve uma queda de 2,6% do consumo de energia no Rio Grande do Sul, que sofreu com graves enchentes no início de maio, em evento que destruiu casas, danificou infraestruturas e deixou milhões de pessoas desabrigadas.
Na maioria dos Estados, porém, o consumo avançou em maio, diferentemente do que costuma ocorrer nessa época do ano, quando já se registram frentes frias, pontuou a CCEE. Os destaque de consumo no mês foram Mato Grosso do Sul (13,3%), Paraná (10,7%), São Paulo (10,3%) e Amazonas (8,9%).
Do lado da geração, as hidrelétricas produziram 2,2% mais energia no comparativo anual, enquanto a geração das eólicas aumentou 26%, e das usinas solares, 50%.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Térmicas atravancam eólicas offshore no Senado e mercado teme perda de janela para investimentos

A Agência EPBR informa que o marco das eólicas offshore, projeto de lei (PL) 576/2021, está emperrado no Senado Federal, sob relatoria de Weverton Rocha (PDT/MA), à espera de uma definição do governo Lula (PT) sobre a permanência ou não das emendas inseridas durante a tramitação do projeto na Câmara. O relator foi o deputado Zé Vitor (PL/MG).
A reportagem explica que entre as emendas estão a prorrogação de usinas a carvão, demanda de interesse dos parlamentares da região Sul, e a contratação compulsória de térmicas a gás e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs).
O texto passou com votos da base governista na Câmara. Modificou a lei de privatização da Eletrobras, com a substituição de parte da contratação obrigatória de térmicas pelas pequenas centrais hidrelétricas. Alterou, ainda, as diretrizes para os preços do gás natural, numa tentativa de viabilizar as usinas em regiões sem acesso ao gás natural.
Ainda de acordo com a reportagem, em decorrência do impasse, empresas nacionais e internacionais que pretendem investir no setor de eólicas offshore já começaram a rever seus cronogramas. E, sob pretexto de corte de gastos, começam a desmobilizar equipes.
É o caso da Corio, braço do fundo de investimento Green Investment Group (GIG), da australiana Macquarie. Segundo Ricardo de Luca, diretor da empresa no Brasil, sem uma definição no país, já foi preciso demitir equipes voltadas ao desenvolvimento dos projetos de eólicas offshore.
O embate entre Aegea e Equatorial para levar a Sabesp A Aegea e a Equatorial entraram na reta final de preparação para a privatização da Sabesp, a principal transação do ano para o mercado de capitais brasileiro. O prazo máximo para a entrega de propostas é nesta quarta-feira (26/6), mas ainda não está certo que haverá competição entre os grupos, informa o Valor Econômico.
A posição de acionista de referência levará a um desembolso de cerca de R$ 7 bilhões — de um total de mais de R$ 15 bilhões que vai movimentar a oferta.
De acordo com a reportagem, do lado da Aegea, alguns problemas podem afetar a proposta do grupo, algo que traz um novo adicional de incerteza para a operação, que será concluída em julho. Um deles é a nova regra de concorrência adicionada pelo governo, o “right to match”, que na visão de fontes do Valor beneficia a Equatorial e pode tornar mais difícil a disputa para a Aegea.
Além disso, o principal empecilho tem sido a ‘poison pill’, regra criada para impedir que um sócio se torne majoritário por meio de uma oferta hostil. Ainda segundo fontes ouvidas pela reportagem, a companhia passa por negociações internas para viabilizar sua oferta.
Cobra e CMU Energia fecham acordo com grupo Mateus para fornecimento de energia solar via autoprodução O Grupo Mateus, a comercializadora CMU Energia e o grupo espanhol de energia Cobra firmaram acordo para fornecimento de energia renovável para atender a 70 das 262 lojas da empresa varejista. O Grupo Mateus tem lojas de supermercados no atacado e no varejo, além de estabelecimentos voltados para venda de móveis e eletrodomésticos localizados em nove estados.
O modelo utilizado é o da chamada autoprodução por equiparação, no qual o consumidor atua como sócio do empreendimento que vai fornecer a eletricidade.
Segundo a CMU Energia, foram arrendadas duas outorgas do complexo solar Belmonte, de 455 megawatts (MW) de capacidade instalada, que foi desenvolvido e é operado pelo grupo Cobra em São José de Belmonte, em Pernambuco. As informações foram publicadas pelo Valor Econômico.
Auren anuncia retorno de João Schmidt à presidência do conselho de administração A Auren informou, ontem (25/6), o retorno de João Henrique Batista de Souza Schmidt como presidente do conselho de administração, após a renúncia de Mateus Gomes Ferreira do cargo de membro e presidente do colegiado.
A posse ocorrerá em 1º de julho, no último dia de Ferreira como presidente. A partir dessa data, ele assumirá as posições de vice-presidente de finanças e diretor estatutário de relações com investidores. (Valor Econômico).
Projetos de geração de 85 GW no Brasil buscam descontos em tarifas de transmissão A plataforma de inteligência de negócios BNamericas informa que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) recebeu solicitações de 1.983 usinas de geração de energia elétrica, totalizando 85,4 GW de capacidade instalada, para serem incluídas em uma medida provisória que concede descontos nas tarifas de uso do sistema de transmissão ou distribuição.
A medida envolve uma prorrogação de 36 meses do prazo para que esses projetos iniciem a operação comercial de todas as suas unidades geradoras com os benefícios.
As usinas de energia solar respondem pela maior parte das solicitações, com um total de 65,7 GW, seguidas pelos parques eólicos com 19 GW. As 12 usinas termelétricas e duas PCHs juntas totalizam 654 MW.
Das solicitações recebidas, 57 se referem a projetos ainda em análise pela área técnica da Aneel, enquanto o restante já recebeu as autorizações necessárias.
A medida exige que as partes interessadas assinem um termo de adesão, forneçam uma garantia de 5% do valor estimado do projeto e que as obras comecem dentro de 18 meses da publicação da medida em 10 de abril.
Multinacionais pedem que Japão triplique energia renovável até 2035 Um coletivo de mais de 430 multinacionais, 87 delas japonesas como Sony e Panasonic, pediu ontem (25/6) que o Japão triplique até 2035 sua capacidade instalada de energia renovável.
“Ao aumentar sua capacidade nas renováveis, o Japão poderia incrementar significativamente sua segurança energética, preservar sua competitividade internacional” e estimular o investimento privado em mais projetos de energia alternativa, indicaram as empresas em comunicado.
O governo japonês deve publicar em setembro seu sétimo plano estratégico sobre energia, que revisa a cada três anos. Segundo o coletivo de empresas chamado RE100, o Japão deve incluir no plano a meta de elevar sua capacidade instalada de energia renovável de 121 gigawatts em 2022 para 363 gigawatts até 2035. (Folha de S. Paulo – conteúdo da Agência France Presse)
PANORAMA DA MÍDIA O Estado de S. Paulo: As empresas que discutem a revisão dos acordos de leniência firmados na Operação Lava Jato aceitaram a proposta do governo de usar até 50% do prejuízo fiscal para abater o restante das dívidas com a União, mas izeram ressalvas que serão analisadas pela Controladoria-Geral da União (CGU). O uso de metade do prejuízo fiscal é calculado com base no saldo restante das multas.
Valor Econômico: A receita de supermercados, farmácias e atacarejos cresceu mais no começo de junho do que a quantidade vendida no país no período. Esse descolamento entre o valor vendido e o volume comercializado reflete a alta de preços. Enquanto o volume em unidades subiu 10,8%, a receita acelerou 14,4%, segundo o levantamento “NIQ Total Store”, da NielsenIQ, feito semanalmente em 1 milhão de pontos de vendas.
O Supremo Tribunal Federal (STF) formou ontem (25/6) maioria para descriminalizar o porte de maconha para uso pessoal. A notícia é o principal destaque da edição desta quarta-feira (26/6) dos jornais O Globo e Folha de S. Paulo.
Fonte e Imagem: MegaWhat

// - GD pode expandir entre 17 GW a 40 GW em 10 anos

A capacidade instalada na modalidade de geração distribuída poderá ver um incremento que pode variar entre 16,9 GW a até 40 GW em apenas 10 anos. Essa é a projeção para a expansão de acordo com o caderno de MMGD e Baterias do Plano Decenal de Expansão (PDE) 2034, publicado pela Empresa de Pesquisa Energética. Esses valores referem-se aos cenários inferior e superior, respectivamente tomando como base o volume de pouco mais de 30 GW deste ano.
Ou seja, se o cenário superior se confirmar, representará um crescimento de 135% na comparação com o que se tem atualmente no país. Já para o cenário de referência, o volume projetado para daqui a uma década é de 58,8 GW, alta de quase 100% ante o observado pelo planejador atualmente. O segmento que deve liderar a expansão é o residencial no cenário de referência.
Os investimentos estimados pela EPE ficam no intervalo de R$ 70,4 bilhões no cenário inferior a até R$ 162 bilhões no superior. O de referência pode representar mais de R$ 115 bilhões em aportes, segundo o caderno. A maioria desses volumes está relacionada à solar fotovoltaica.
Para calcular esses valores, a EPE estabeleceu que no cenário de referência considera somente a cobrança de 100% TUSD Distribuição a partir de 2029. Isso implica que cerca de 50% dos custos (Encargos, Transmissão, Perdas e Outros) serão descontados através dos benefícios. Já o superior simula uma compensação a partir de 2029 igual a TE Energia + 100% dos custos, o que significaria a compensação original de 1 para 1. Agora, o inferior é o resultado da simulação de uma compensação a partir de 2029 somente da parcela TE Energia.
A EPE destaca no caderno que apesar de existir desde 2021 a Lei 14.300, que estabeleceu o marco regulatório do segmento, há incertezas sobre a GD. Essa reside nas diretrizes para valoração dos custos e benefícios da MMGD terem sido estabelecidas por meio da Resolução CNPE n° 2/2024.
“Ainda há incertezas relacionadas com a remuneração da energia injetada na rede a partir de 2029, decorrentes da metodologia de cálculo de benefícios da MMGD para o setor elétrico. Essa indefinição decorre do fato que a Aneel deverá definir essa metodologia, contando com a necessária participação pública, observando as diretrizes constantes na Resolução CNPE n° 2/2024”. E aponta que “mesmo afetando a remuneração somente a partir de 2029, sua definição deve influenciar os investimentos ao longo da década pois afeta o fluxo de caixa desses empreendimentos”.
Armazenamento Já sobre esse dispositivo, a EPE traz um contexto que ainda está intimamente atrelado ao custo da bateria. No cenário internacional aponta que o custo estava em US$ 139/kWh para packs de baterias em 2023. No entanto, esse preço é verificado especialmente em veículos elétricos, e não inclui ainstalação, equipamentos adicionais, margens de venda, etc., necessários em sistemas estacionários. Além disso, o lítio, apesar de queda recente de preços está em um nível ainda acima do verificado em 2020.
No Brasil, a EPE adotou um custo de referência de R$ 4.000/kWh para um sistema turn-key comercial ou residencial, com base no estudo da Greener e Newcharge (2021). No entanto, esse valor pode variar de acordo com o fornecedor, com a escala e configuração do empreendimento.
Destaca ainda que para 2034 o preço estimado das baterias poderá ser 30% menor no capex para os dispositivos de íon-lítio de grande porte na comparação com os valores atuais. Aplicandoa curva de redução desse estudo, estimou um preço final nacional na faixa de R$ 2.800/kWh em 2034. Mas realça que uma desoneração de alguns tributos nacionais poderia levar a preços ainda menores nos próximos dez anos.
No contexto nacional, aponta a EPE, com exceção de aplicações em sistemas remotos, ainda há pouca difusão de baterias para uso junto às unidades consumidoras. Em sua avaliação, a regulação da MMGD no Brasil não favorece o armazenamento da geração.
No caderno são apresentados 3 estudos de caso. Um é a gestão do consumo com Tarifa Branca. Nesse caso, com o preço de R$ 4.000/kWh, a aplicação é inviável economicamente para todos os consumidores simulados e em todas as distribuidoras. Já com o preço de R$ 2.000/kWh, em algumas (pequenas) distribuidoras há viabilidade, pois o VPL é positivo.
O segundo estudo avaliou a gestão de consumo com Tarifa A4-Verde. Nesse diz, a EPE, “analisando exclusivamente a opção de baterias para o atendimento do horário de ponta, enxerga-se viabilidade econômica no horizonte decenal para consumidores com alto fator de carga na ponta.”. E acrescenta que a solução a diesel continua competitiva para a maioria dos consumidores dado o preço atual das baterias. No entanto, consumidores com alto FCp ou com necessidades especificas (elétricas, ambientais, logísticas) podem encontrar a viabilidade no investimento em baterias.
A terceira aplicação é para o aumento do autoconsumo da micro GD. Aqui a EPE diz que o estudo indica que a aplicação exclusiva de baterias para o aumento do autoconsumo da micro GD tem baixa viabilidade econômica no horizonte decenal. No entanto, nichos de mercado podem surgir, com foco no uso de baterias para usos complementares, como o aumento da resiliência à blecautes.
Fonte e Imagem: CanalEnergia.

// - Pacheco e Alcolumbre vetaram Gentil Nogueira para cargo na diretoria da ANEEL, que está vago há um mês

Gentil seria a indicação pessoal do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, para substituir Hélvio Guerra, cujo mandato terminou em 24 de maio.
No entanto, Silveira foi chamado pelo presidente do Senado e seu padrinho político, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), em seu gabinete para comunicar o veto. A reunião ocorreu há algumas semanas. Estava presente no encontro o senador Davi Alcolumbre (União-AP), que reafirmou o veto ao nome escolhido por Silveira sem consultá-los, asseguraram as fontes que acompanharam todos os movimentos.
Segundo as fontes, Pacheco e Alcolumbre informaram a Silveira que a indicação para a ANEEL partirá dos senadores e não do ministro. Procurado, o Ministério de Minas e Energia afirmou “que a informação não procede”, sem maiores explicações.
Cotados Desde maio, o nome de Gentil Nogueira circulava fortemente no setor e entre políticos como o favorito do ministro para integrar a diretoria da agência. Dois superintendentes da ANEEL, Carlos Mattar (Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica) e André Ruelli (Mediação Administrativa e das Relações de Consumo), também tiveram seus nomes ventilados dentre os candidatos.
O diretor de Gestão Administrativa da Eletronueclear e ex-diretor de Furnas, Sidnei Bispo, foi cotado no passado como favorito, antes mesmo do secretário do MME, mas não houve acordo com os senadores em torno de sua indicação e ele também foi vetado.
Desempates A vaga do ex-diretor Hélvio tem grande importância política na agência, que hoje está dividida. De um lado, votam quase sempre em sintonia o diretor-geral, Sandoval Feitosa, e a diretora Agnes da Costa. Do outro lado, os diretores Fernando Mosna e Ricardo Tili.
Nenhum substituto assumiu a posição até a posse oficial de um novo diretor. A previsão é que o colegiado se mantenha com apenas quatro membros até fevereiro de 2025, devido a uma interpretação da Lei 9.986/2000, que dispõe sobre as agências reguladoras.
O problema estaria na data em que a lista tríplice para diretores substitutos foi enviada à União, somente em maio de 2024, quando deveria ter sido mandada até 31 de dezembro do ano passado.
Processo de indicação Os diretores de agências reguladores são indicados pelo Executivo e, para assumir a posição, devem ser aprovados em sabatina no Senado Federal. O PSD, partido do ministro Alexandre Silveira, também está de olho em vagas da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). O secretário de Óleo e Gás, Pietro Mendes, é candidato para a diretoria-geral da agência.
Em outra vaga, do diretor Claudio Jorge, que encerrou seu mandato em dezembro de 2023, o partido se articula para indicar Artur Watt, sobrinho do senador Otto Alencar (PSD-BA) e consultor jurídico na PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A.).
Fonte e Imagem: Agência iNFRA

// - Cresce busca por cursos de qualificação em energias renováveis

O setor de energias renováveis exige alta capacitação dos profissionais. Para quem deseja atuar na área, investir na aquisição de novos conhecimentos e se manter atualizado é essencial, o que tem impactado o segmento de educação com o aumento da procura por cursos e especializações.
Na Fundação Dom Cabral, a busca pelo curso de pós-graduação em Gestão Estratégica de Petróleo, Gás e Energias Renováveis, cujas aulas da quinta turma começam em 5 de julho, tem sido crescente.
Na Fundação Dom Cabral, a busca pelo curso de pós-graduação em Gestão Estratégica de Petróleo, Gás e Energias Renováveis, cujas aulas da quinta turma começam em 5 de julho, tem sido crescente.
O número de inscrições aumentou 10% da primeira para a segunda e terceira turmas, e 14% da terceira para a quarta. A expectativa da instituição é que também haja alta na quantidade de matrículas na quinta turma.
O curso, oferecido em conjunto com o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) e voltado para profissionais que desejam aprimorar conhecimentos em gestão, aborda temas como tecnologias disruptivas e inteligência artificial, ESG, liderança, transição energética, mudanças climáticas, estratégia, marketing, finanças e inovação.
Longo prazo De acordo com o professor de Estratégia da Fundação Dom Cabral, Paulo Vicente, um dos docentes do curso, o contexto da transição energética trará muitas oportunidades, e sairá na frente quem estiver preparado: — O conhecimento é que vai ajudar e preparar os melhores profissionais. É preciso pensar no médio e no longo prazos em termos resiliência organizacional, novos modelos de negócios, inovação, sustentabilidade e liderança organizacional.
A FGV Energia disponibiliza sete cursos on-line e gratuitos, de curta e média duração, com conteúdo focado no setor elétrico e na transição energética. Entre 2021 e 2024, mais de 39 mil pessoas assistiram às aulas. Já na pós-graduação, atualmente, 300 alunos cursam o MBA Executivo em Administração: Negócios do Setor Elétrico.
A instituição informou que, nos últimos anos, foram abertas duas turmas por semestre, mas o número deve aumentar em função da alta procura.
No Senai, o número de matrículas em cursos sobre energias renováveis saltou de 169 em 2017 para 13,8 mil em 2023. Só de janeiro a março deste ano, foram efetuadas 4.358 inscrições. De acordo com a instituição, as formações mais procuradas são a qualificação de instalador de sistemas fotovoltaicos e a iniciação em consumo consciente de energia.
O portfólio também abrange turmas de projetista de sistemas fotovoltaicos, tecnologia em geração eólica e reparador de pás de aerogeradores, por exemplo.
Fonte e Imagem: O Globo

// - Congresso propõe jabutis para ‘MP da Amazonas’ e tenta impedir que Âmbar Energia assuma a distribuidora

Entre as sugestões protocoladas estão propostas de alterações no texto relacionadas à MMGD (Micro e Minigeração Distribuída) solar, à comercialização de energia elétrica, à renovação de contratos de distribuição de energia, entre outras. Há ainda tentativas de impedir que a Âmbar, braço de energia do grupo J&F, assuma o controle da distribuidora do Amazonas.
“Integridade do mercado de energia” O líder do PL na Câmara, deputado Altineu Côrtes (RJ), propôs a adição de um parágrafo ao artigo 8º-C da MP, para proibir que um grupo econômico que tenha comprado termelétricas “de empresas estatais, privatizadas ou ainda sob controle da União” assuma o controle acionário da concessão em um período de até dois anos após a transferência.
“A emenda visa assegurar a integridade do mercado de energia, prevenindo que aquisições de usinas resultem em vantagens indevidas sobre distribuidoras envolvidas na compra de energia”, justifica o parlamentar.
Se incluído no texto, o dispositivo afasta a possibilidade de o grupo J&F, dos irmãos Batista, assumir a Amazonas Energia. Isso porque em 10 de junho a Eletrobras anunciou a venda das usinas termelétricas da região Norte para a Âmbar Energia, mas a operação das duas empresas envolveu uma futura aquisição da Amazonas pela J&F.
“Benesses para Joesley Batista” Outra emenda de autoria da deputada Dani Cunha (União-RJ) exclui a possibilidade das usinas adquiridas pelo grupo J&F neste mês de se beneficiarem do dispositivo da MP que permite a transição de contratos de compra e venda de energia, assinados entre as geradoras e a distribuidora, para CER (Contratos de Energia de Reserva).
“A empresa – vinculada ao grupo de Joesley Batista – comprou as usinas termoelétricas da Eletrobras, junto com os créditos que essas usinas detêm contra a Amazonas Energia. Em seguida se transferem as usinas de ambiente isolado para o sistema regulado, onde passam a receber pela disponibilidade, em uma operação que gerará bilhões de lucro para as usinas, com a consequente cobrança dos usuários de todo o pais, através de rateio das contas de luz”, diz a justificativa apresentada pela parlamentar.
“Devemos zelar para que o usuário não pague a conta das benesses que o governo resolveu dar para o grupo econômico de Joesley Batista”, afirma Dani Cunha.
Renovação de concessões O deputado Eduardo da Fonte (PP-PE) apresentou uma emenda que estabelece que as concessões de distribuição de energia só podem ser renovadas ou prorrogadas após realização de consulta pública pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), com aprovação por maioria absoluta dos consumidores da região sob responsabilidade da distribuidora.
A proposta se dá em meio às discussões acerca da possibilidade de renovação de contratos a vencer até 2030, para os quais o governo publicou o Decreto 12.068/2024 com diretrizes gerais sobre o tema.
Geração Distribuída Ao menos três parlamentares apresentaram emendas no sentido de estender os prazos de 12 para 36 meses para conexão de MMGD solar no sistema a partir da data de assinatura do CUSD (Contrato de Uso do Sistema de Distribuição).
Os deputados Marcelo Moraes (PL-RS), Max Lemos (Solidariedade-RJ) e Dagoberto Nogueira (PSDB-MS) alegam que a extensão do prazo se faz necessária visto que as distribuidoras alegam inversão de fluxo de carga no sistema para cancelar orçamentos de conexão, fazendo com que os processos se prolonguem por tramitarem na ouvidoria da empresa e no órgão regulador.
PLD Há ainda, entre as proposições dos parlamentares, emenda que altera o cálculo do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) e inclui fatores como 1) “restrições de defluência e armazenamento dos reservatórios”; 2) “restrições de rampas de subida e descida das usinas hidrelétricas e termelétricas”; e 3) “reserva de potência operativa”.
Veja aqui a emenda apresentada pelo senador Eduardo Gomes (PL-TO), que ele justifica com a necessidade de tornar a formação do PLD “aderente às práticas operativas” do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico).
CDE Outros congressistas ainda apresentaram proposta de incluir a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), a ser regulamentada pelo Poder Executivo, na LOA (Lei Orçamentária Anual).
“Um fato defeituoso, na nossa visão, é que esse gasto da CDE não passa pelo Orçamento Geral da União. Os subsídios são suportados via consumidor, via tarifa de energia elétrica, e dessa maneira distorcem o mercado e encarem artificialmente o preço da energia. Nesse modelo, não é o Congresso Nacional que aprova esse orçamento que tanto impacta a economia brasileira, mas é a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), por via infralegal. O resultado desse modelo é muito ruim para o Brasil”, justificaram os deputados Arnaldo Jardim (Cidadania-SP) e Adriana Ventura (Novo-SP).
“Como resultado positivo, a medida proposta pela presente emenda contribuirá para interromper o ciclo de encarecimento artificial da conta de energia da população. E ainda, com foco no consumidor.”
Fonte e Imagem: Agência iNFRA

// - Distribuidoras de energia vão investir R$ 130 bilhões no Brasil até 2027

O segmento de distribuição de energia elétrica brasileiro avançou bastante nos últimos 30 anos. Hoje, 99,8% dos lares do país têm acesso à energia elétrica. E para entregar ainda mais qualidade e disponibilidade aos consumidores, as distribuidoras se comprometeram a investir, até 2027, cerca de R$ 130 bilhões na expansão, robustez e na melhoria de suas redes.
Cerca de 40% desse montante será destinado ao aumento da resistência da rede e à redução das interrupções de energia, especialmente diante dos eventos climáticos extremos que têm se tornado cada vez mais frequentes e intensos.
Universalização dos serviços
Desde 2022, os investimentos em tecnologias que modernizam a rede elétrica, como monitoramento remoto, automação e outras inovações que aumentam a resiliência, praticamente dobraram, atingindo R$ 31 bilhões por ano.
Focando na expansão, os investimentos das distribuidoras aumentaram significativamente, passando de R$ 9 bilhões em 2019 para R$ 19,6 bilhões em 2022, um crescimento de 118%.
Além disso, o governo federal, em parceria com empresas do setor, lançou o programa Luz Para Todos, um dos maiores projetos de universalização do acesso à energia no mundo. Desde 2003, este programa permitiu que mais de 3,6 milhões de residências fossem conectadas à rede elétrica, promovendo inclusão e desenvolvimento em áreas antes sem acesso à eletricidade.
220 mil empregos diretos são gerados pelo segmento de distribuição no Brasil
Somados, esses investimentos de longo prazo das distribuidoras em parceria com o poder público garantiram, nas últimas três décadas, a universalização dos serviços de energia no Brasil.
Em 1995, quando se deu início à privatização do setor, apenas 38 milhões de residências tinham acesso ao serviço básico. Quase 30 anos depois, a distribuição de energia avançou, atingindo 91,2 milhões de unidades consumidoras – um salto de 140%.
“Essa parceria [entre o poder público e o privado] só ocorreu por conta de um modelo regulatório que trouxe segurança jurídica para a atração de investimentos ao segmento”, afirma Marcos Madureira, presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia (Abradee).
Segundo ele, a distribuição tem um papel fundamental na integração do setor. “Só temos a possibilidade de ter, por exemplo, a introdução de oferta de fontes renováveis no sistema, porque temos uma rede ampla de distribuição. Ou seja, nosso objetivo é garantir o acesso à energia segura, sustentável e moderna”, diz.
4 milhões de quilômetros é a extensão da rede de distribuição no Brasil – o equivalente a 100 voltas ao redor da Terra
Madureira se refere a um dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável da ONU – o 7 –, que estabelece o acesso à energia limpa e acessível para todos. Nesse sentido, o Brasil está à dianteira de outros países. Isso porque, no mundo, o percentual de acesso à energia é de 90,2%. Na América do Sul, o cenário não é diferente.
Segundo dados da Agência Internacional de Energia, apenas o Chile e o Uruguai sustentam o mesmo percentual no Brasil, que está à frente de países como México e África do Sul, que não têm as dimensões continentais do nosso país, tampouco o mesmo número de habitantes.
O segmento também é responsável por 3,9% do Produto Interno Bruto (PIB) do país – e pela remuneração de toda a cadeia produtiva de energia (geração e transmissão). Só em tributos e encargos, arrecada R$ 87 bilhões ao ano, além de gerar mais de 220 mil empregos diretos.
O acesso à energia elétrica melhora ainda os indicadores sociais nas mais diversas frentes, como educação, saúde e renda, ou seja, reduz as desigualdades e o combate à pobreza.
Fonte e Imagem: Portal Exame.

// - TCU tem nova tentativa de deliberar sobre mandato nas agências reguladoras.

O TCU (Tribunal de Contas da União) realiza sessão plenária nesta quarta-feira (26), às 14h30. Retorna à pauta, pela sexta vez, o Processo 001.016/2022-9, que trata do tempo de mandato do presidente da Anatel (Agência Nacional de Telecomunicações), Carlos Baigorri, e que pode afetar os mandatos de dirigentes de outras quatro agências, entre elas a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica)
Em abril, o relator, ministro Walton Alencar, pediu o adiamento de 60 dias para a deliberação do processo. O voto de Alencar já foi apresentado, e defende que a duração do mandato de integrantes de diretorias colegiadas não ultrapasse cinco anos, ainda que o integrante tenha atuado um tempo como diretor e outro como presidente.
Se esse entendimento prevalecer, além do presidente da Anatel, o diretor-geral Sandoval Feitosa (ANEEL) e os diretores-presidentes Barra Torres (Anvisa), Paulo Rebello (ANS) e Alex Muniz (Ancine) também poderão ter seus mandatos abreviados.
Fonte e Imagem: Agência iNFRA.

// - Governo coloca ‘jabuti’ sobre conselho da CCEE em decreto das distribuidoras.

O artigo 21 do decreto diz que o Conselho de Administração da CCEE “será integrado por oito membros, eleitos em Assembleia Geral, com mandatos de dois anos, permitidas duas reconduções, e indicados, em conjunto com os respectivos suplentes”.
Mandato de apenas um ano
Segundo fontes, há descontentamento do governo com a convenção da câmara aprovada pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). Também houve insatisfação com a determinação, pela agência, de que algumas das vagas teriam apenas um ano de mandato. O jabuti retoma prazo de validade de dois anos para todos.
A ANEEL aprovou regra determinando que, na primeira composição, metade do conselho ficaria apenas ano na vaga e a outra metade, dois anos, para evitar a coincidência dos mandatos (todos eleitos na mesma data).
Nova Consulta Pública
Com esse jabuti, há impacto na convenção aprovada pela ANEEL e no estatuto da CCEE. Assim, a agência teria que abrir uma nova consulta pública para regulamentar essa alteração, disseram fontes. Encerrada a consulta, a CCEE precisaria ainda ajustar o estatuto.
Isso atrasaria ainda mais a aprovação do estatuto, que hoje está em análise na ANEEL sob relatoria do diretor Ricardo Tili. A pendência de aprovação chegou a suspender a eleição do novo conselho da câmara, após o relator alertar que não há garantia sobre a aprovação do estatuto nos moldes enviados para a agência.
Na avaliação de uma fonte, “formalmente, como a ANEEL não tem área de discricionariedade, pois é só aplicar a Lei, ela poderia abrir uma Consulta Pública super-curta, de cinco dias por exemplo, ou até menos e já dar efeito”.
Fonte e Imagem: Agência iNFRA.

// - Mais 20 usinas renováveis pediram adesão à MP que prorroga subsídio, atualiza Aneel

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) atualizou para 1.983, ou 85,4 GW, o número de usinas que pediram enquadramento na Medida Provisória (MP) 1.212, a fim de garantir a extensão do prazo para entrada em operação mantendo o direito ao desconto na tarifa pelo uso da rede. A atualização contempla 20 novas usinas, somando 700 MW, em relação à informação anterior.
A MP, publicada em 10 de abril, estende em 36 meses o prazo final para entrada em operação desses empreendimentos incentivados, sob o argumento de que o tempo será necessário para a construção de novas transmissão viabilizarem o escoamento das renováveis, concentradas na região Nordeste.
Mesmo sem previsão de aprovação da MP no Congresso, a Aneel cumpriu dispositivo do texto e iniciou sua regulamentação, por meio de uma portaria de 6 de junho que tratou do aporte de garantias e da caracterização do início das obras.
Segundo a Aneel, usinas solares representaram a maioria dos requerimentos com um total de 1.514 usinas, e 65,7 GW de potência (400 MW a mais que o último número divulgado). Houve também acréscimo de 200 MW na potência equivalente dos empreendimentos de fonte eólica, passando de 18,8 GW para 19 GW, em 455 parques. As 12 térmicas e duas pequenas centrais hidrelétricas (PCH), juntas, tem 654 MW (aumento de 98 MW).
A agência ainda aponta que do total de pedidos, 57 são de usinas cuja outorga ainda está em instrução pela área técnica e o restante são usinas já outorgadas.
A Lei 9.427/1996 assegura descontos de até 50% no transporte de energia de fontes renováveis para projetos que solicitaram a outorga até 2 de março de 2022, desde que entrem em operação comercial em até 48 meses contados a partir da emissão da outorga. A prorrogação da MP 1.212 ampliou esse prazo em 36 meses adicionais.
A MP exige dos interessados a assinatura de Termo de Adesão, o aporte de garantia de fiel cumprimento de 5% do valor estimado do empreendimento e que as obras sejam iniciadas em até 18 meses, contados da data de emissão da MP. Atendendo a dispositivo da MP, o MME publicou, em 6 de junho de 2024, a Portaria 79/2024, dispondo sobre o aporte das garantias e a caracterização do início de obras.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Ranking aponta o Brasil como o terceiro maior mercado mundial de energia solar

Recém-divulgado, o relatório “Global Market Outlook For Solar Power 2024 – 2028”, elaborado pela SolarPower Europe, aponta o Brasil como o terceiro maior mercado mundial de energia solar no último ano, atrás apenas da China e dos Estados Unidos.
O Brasil adicionou, em 2023, 15,4 gigawatts (GW) de potência pico da fonte solar fotovoltaica, representando cerca de 4% de todo o mercado mundial no período, segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar).
Os dados levam em consideração a somatória das grandes usinas solares e dos sistemas de geração própria solar de pequeno e médio portes, em telhados e fachadas de edifícios e em pequenos terrenos, com base na potência total adicionada ao longo de 2023.
Metodologia
Ainda segundo explicação da Absolar, o estudo da SolarPower Europe está padronizado para a unidade de potência pico (GWp) e não a potência nominal instalada (GWac), que é o modelo mais utilizado nos dados divulgados publicamente pelos órgãos oficiais brasileiros. Segundo balanço da Absolar, no ano passado, foram adicionados cerca de 12 GWac da fonte solar, que representam os 15,4 GWp descritos no relatório da entidade europeia.
A expansão da tecnologia fotovoltaica coloca o Brasil em posição de destaque na geopolítica global de transição energética, avalia a associação. A fonte solar é a segunda maior na matriz elétrica nacional, com 43 GW em operação no país e participação equivalente a 18,2% da matriz elétrica nacional.
Rodrigo Sauaia, CEO da Absolar, afirma que a energia solar fotovoltaica é atualmente a fonte mais competitiva do país e se posiciona como uma forte propulsora do desenvolvimento social, econômico e ambiental.
“O crescimento acelerado da energia solar é tendência mundial e o avanço brasileiro nesta área é destaque internacional. O Brasil possui um dos melhores recursos solares do planeta e assume cada vez mais protagonismo neste processo de transição energética e combate ao aquecimento global”, diz Sauaia.
Já Ronaldo Koloszuk, presidente do Conselho de Administração da entidade, ressalta que, além de ser uma fonte competitiva e limpa, a maior inserção da energia solar é fundamental para o país reforçar a sua economia e impulsionar a sustentabilidade no Brasil e no mundo. “A fonte solar é um verdadeiro motor de desenvolvimento sustentável, que atrai capital, traz divisas, gera grandes oportunidades de negócios, cria novos empregos verdes e amplia a renda dos cidadãos.”
Fonte e Imagem: Portal Exame.

// - Renovação das distribuidoras tem metas de eficiência para eventos climáticos

O decreto impõe novas exigências relacionadas à qualidade do serviço prestado para que as concessões sejam prorrogadas e mantidas, incluindo a obrigação de que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) dê publicidade aos indicadores de duração e frequência de interrupção efetivamente percebidos pelos usuários, desconsiderando os expurgos – quando são descontados problemas na rede por causas externas, incluindo eventos climáticos extremos.
Houve, contudo, uma diferença em relação ao texto do decreto que foi enviado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) à Casa Civil em maio. A versão anterior previa metas que as distribuidoras precisariam cumprir relacionadas aos indicadores DEC e FEC (duração e frequência das interrupções) sem os expurgos. Assim, apagões relacionados a eventos climáticos extremos, que hoje são descontados desses indicadores, passariam ter os efeitos contabilizados, aumentando o risco de que as distribuidoras desrespeitassem os indicadores, podendo levar à perda da concessão.
A versão do decreto publicada hoje, por sua vez, determina que a Aneel seja obrigada a “dar publicidade” aos indicadores sem os expurgos. Esses indicadores, contudo, não necessariamente serão incluídos nas metas regulatórias.
No caso dos indicadores, a eficiência com relação à continuidade do fornecimento será mensurada por indicadores que considerem a frequência e a duração média das interrupções do serviço público de distribuição de energia elétrica, que serão avaliados individualmente para cada concessionária e a cada ano civil.
As distribuidoras deverão informar, por até cinco anos, em seu site, os indicadores de duração e frequência (DEC e FEC) estabelecidos com expurgos.
Caso a empresa não atenda os critérios, caracterizado pelos limites anuais globais dos indicadores de continuidade coletivos de frequência e de duração, de forma isolada ou conjuntamente, por três anos consecutivos, pode levar à rescisão do contrato.
Eficiência na gestão das distribuidoras
Já a eficiência relacionada à gestão econômico-financeira será mensurada por indicadores que atestem a capacidade de a concessionária honrar seus compromissos de maneira sustentável, com possibilidade de caducidade em situações de não atendimento por dois anos.
Quando houver reposicionamento tarifário ou de parâmetros de regulação econômica, o decreto estabelece ainda que a Aneel deverá considerar o impacto desse reposicionamento no cálculo do indicador econômico.
Em ambas as situações, serão considerados os cinco anos anteriores ao da recomendação de prorrogação, excluídos os anos anteriores a 2021 para o critério de eficiência com relação à gestão econômico-financeira.
No caso de descumprimento de indicadores de qualidade técnica, comercial e econômico-financeiros, a Aneel pode estabelecer limitação do pagamento de dividendos e de juros sobre o capital próprio, respeitados os limites mínimos legais, e de limitar novos atos e negócios jurídicos entre a concessionária e suas partes relacionadas.
Prorrogação das concessões das distribuidoras
A Aneel definirá a minuta do termo aditivo ao contrato de concessão que contemplará as condições previstas no decreto, com cláusulas que assegurem, no mínimo, investimentos prudentes, incentivos à gestão eficiente dos custos totais de operação e de capital e a sustentabilidade econômico-financeira das concessionárias, inclusive por meio de aporte de capital.
As concessionárias que tiverem apresentado o requerimento de prorrogação anteriormente à publicação do Decreto e que mantiverem interesse na prorrogação deverão ratificá-lo no prazo de 30 dias, contado da publicação da minuta do termo aditivo ao contrato de concessão, e manifestar concordância integral com as condições estabelecidas. Após a decisão do Ministério de Minas e Energia (MME) pela prorrogação, a minuta do termo aditivo ao contrato de concessão será disponibilizada pela Aneel à concessionária, que deverá assiná- lo no prazo de noventa dias, contado da convocação.
O termo aditivo também deve conter regras para o atendimento do mercado pelas distribuidoras, nos prazos estabelecidos pela autarquia, inclusive por meio dos programas de universalização instituídos pelo governo federal, verificado com base na apuração de indicadores; e a satisfação dos usuários, por meio da apuração de indicadores de tempo de atendimento de serviços e pesquisas de opinião pública; e critérios de eficiência energética.
A concessionária poderá exercer outras atividades empresariais e oferecer novos serviços aos usuários, a partir de autorização emitida pela agência reguladora, por sua conta e risco, desde que favoreça a modicidade tarifária, nos termos e nas condições previstas na legislação e na regulação da Aneel.
A autarquia poderá determinar, por meio de regulação, os requisitos a serem cumpridos pelas concessionárias, incluída a opção de restringir a atuação dessas atividades pelas distribuidoras, observados os critérios concorrenciais da nova atividade e os padrões de qualidade do serviço de distribuição e do atendimento comercial, sem prejuízo da competência de outras autoridades.
O aprimoramento das condições econômicas das distribuidoras pela Aneel deve admitir flexibilidade normativa para a definição do regime de regulação econômica, para beneficiar a modernização dos serviços compatível com a prestação do serviço adequado de distribuição, preservado o princípio do equilíbrio econômico-financeiro da concessão; e permitir a separação dos serviços a serem prestados inicialmente pela concessionária, que sejam futuramente passíveis de serem prestados em ambiente competitivo por outros agentes setoriais, com foco em beneficiar o usuário com a ampliação da concorrência no setor elétrico.
Tarifas diferenciadas em regiões de ‘complexidade’.
Sobre as tarifas homologadas pela Aneel, o decreto permite uma cobrança diferenciada para áreas de elevada complexidade ao combate às perdas não técnicas e de elevada inadimplência. A publicação ainda define a utilização, a partir do primeiro mês de vigência dos termos aditivos aos contratos, do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) como indexador para o reajuste tarifário anual.
Também estão previstos o compartilhamento dos dados pessoais de usuários, mediante o prévio consentimento; estímulo à digitalização gradual das redes e serviços; a modernidade das técnicas, dos equipamentos e das instalações; e a exigência de melhoridos canais de atendimento à população, com a criação de um canal específico para as administrações dos estados e municípios.
A disputa pelos postes
Caso as distribuidoras sigam com a prorrogação, também deverão ceder a empresas de telecomunicações espaço na infraestrutura de distribuição, nas faixas de ocupação e nos pontos de fixação dos postes das redes aéreas de distribuição.
O compartilhamento será feito por meio de oferta de referência de espaço de infraestrutura, conforme regulação conjunta da Aneel e da Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel).
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Abradee destaca critérios desafiadores do decreto das concessões

A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica afirmou em nota que o decreto com as diretrizes para a prorrogação dos contratos das distribuidoras traz estabilidade jurídica e regulatória, mas também preocupações em relação a critérios desafiadores, que vão demandar mais investimentos e custos adicionais das empresas.
Publicado nesta sexta-feira, 21 de junho, o Decreto 12.068 estabelece que os contratos poderão ser prorrogados ou licitados por 30 anos, com compromisso imediato de atendimento de metas de qualidade e eficiência na recomposição do serviço. Ele traz uma série de diretrizes que deverão ser observadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica, na elaboração do termo aditivo aos contratos de concessão.
Um dos pontos que vinha sendo criticado pelas distribuidoras é a possibilidade de limitação do pagamento de dividendos aos acionistas e de juros sobre capital próprio por descumprimento de segmento.
Para a associação, temas relevantes como os eventos climáticos, que interferem diretamente na operação de distribuição, devem receber atenção especial durante a fase de regulamentação da agência. “É importante que a regulação considere prazos adequados de adaptação e transição para as novas regras, respeitando as especificidades e as diferenças de cada área de concessão em um país continental como o Brasil.”
A Abradee também é contrária à obrigatoriedade de compartilhamento da infraestrutura das distribuidoras com operadoras de telecomunicações. As concessionárias se preocupam com a criação da figura do “posteiro”, que seria um empresa independente, responsável pela gestão de postes e fios.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Brasil ultrapassa 14GW em grandes usinas solares, informa Absolar

Um mapeamento realizado pela Absolar apontou que o Brasil ultrapassou a marca de 14 GW de potência operacional nas grandes usinas solares, igualando assim a capacidade instalada da hidrelétrica de Itaipu, a segunda maior usina do mundo. Segundo a entidade, desde 2012, o segmento já trouxe mais de R$ 60,7 bilhões em novos investimentos e mais de 424 mil empregos verdes acumulados, além de proporcionar cerca de R$ 20 bilhões em arrecadação aos cofres públicos.
Atualmente, as usinas solares de grande porte operam em todos os estados brasileiros, com liderança, em termos de potência instalada, da região Nordeste, com 59,8% de representatividade, seguida pelo Sudeste, com 39,1%, Sul, com 0,5%, Norte, com 0,3% e Centro-Oeste (mais DF), com 0,3%.
Na avaliação da Absolar, é plenamente possível aumentar significativamente a participação das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira, mantendo a confiabilidade, segurança e estabilidade, bem como assegurando o equilíbrio técnico e econômico da expansão e operação do sistema elétrico do Brasil.
Segundo o estudo Sistemas Energéticos do Futuro: Integrando Fontes Variáveis de Energia Renovável na Matriz Energética do Brasil, que durou três anos e reuniu instituições como o Ministério de Minas e Energia (MME), Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a entidade de cooperação internacional do governo alemão GIZ, há uma forte sinergia entre os recursos renováveis do Brasil, como hídrico, solar, eólico, de biomassa e de biogás.
O relatório mostra que o equilíbrio do sistema, quando há variações nos ventos e no sol, é fornecido em especial pelas hidrelétricas renováveis, não pelas termelétricas fósseis.

// - Ministro diz que jabutis no PL das eólicas offshore vão custar R$ 25 bi aos consumidores

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, criticou nesta quarta-feira (19) a inclusão de “jabutis” no projeto de lei que cria um marco regulatório para usinas eólicas offshore (em mar aberto).
Ele disse que as várias mudanças sugeridas pelos parlamentares vão aumentar a conta do consumidor de energia regulado.
“Sou muito crítico à aprovação por esta Casa dos acréscimos no PL das Eólicas Offshore. O projeto veio do Senado para cá com o objetivo de regulamentar a produção de energia offshore no Brasil, e voltou para Senado com R$ 25 bilhões de custos a mais para o consumidor brasileiro por ano”, disse Silveira, ao participar de audiência pública na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados.
Ainda segundo Silveira, caso o PL das Eólicas Offshore seja aprovada da forma como está, o consumidor que compra a energia no mercado regulado (das distribuidoras de energia) será o maior prejudicado.
A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo cobrado nas contas de luz dos consumidores para bancar subsídios do setor elétrico, já alcançou um patamar de R$ 38 bilhões ao ano.
“Se o Senado aprovar o projeto do jeito que ele saiu dessa Casa, aí sim nós vamos ampliar a CDE”, concluiu Silveira.
O projeto de lei já foi aprovado no Senado. Na Câmara, recebeu alterações e houve a inclusão de emendas que ampliam subsídios ao setor elétrico, com benefícios à geração de energia térmica a gás e a carvão.
Como foi modificado, o texto voltou para o Senado, onde ainda não tem data para ser votado.

// - Ministro de Minas e Energia defende exploração de petróleo na Foz do Amazonas: 'É a visão majoritária no governo’

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, defendeu nesta quarta-feira a exploração de petróleo na bacia da Foz do Amazonas e afirmou que esta é a posição “majoritária” entre os membros do governo de Luiz Inácio Lula da Silva. A Petrobras aguarda a concessão do licenciamento ambiental do Ibama para iniciar as operações na chamada Margem Equatorial.
A declaração de Silveira foi dada na Comissão de Minas e Energia na Câmara dos Deputados.
— Nós temos que avançar e ter o diagnóstico e soberanamente decidirmos sobre a exploração ou não, com o avanço da transição energética, dessas potencialidades. Essa é a minha visão como ministro de Minas e Energia e posso afirmar que é a visão majoritária no governo do presidente Lula. — disse o ministro à deputados.
Na avaliação do ministro, apesar do governo pregar uma transição para energias limpas, o Brasil ainda não pode abrir mão do faturamento obtido a partir do petróleo
— Quando eu faço a defesa por exemplo da Margem Equatorial é porque o mundo ainda não consegue precisar em quanto tempo a gente vai efetivamente abrir mão dos combustíveis fósseis e eles são uma fonte energética ainda fundamental para todos os países, especialmente os em desenvolvimento, no Brasil em especial para combater miséria, fome, investir em educação, saúde. Então é fundamental que a gente continue tendo o direito de conhecer as nossas potencialidades.
Em entrevista ao GLOBO, o presidente do Ibama, Rodrigo Agostinho, afirmou que a decisão sobre a exploração de petróleo na região pela Petrobras, será da equipe técnica, mesmo com pressões políticas, e ressaltou que o licenciamento ambiental é obrigatório para este tipo de projeto.
— A opinião pública não sabe que existe um mundo além da Foz do Amazonas, eu tenho uma lista de coisas aqui que são tão relevantes para a produção de petróleo quanto essa. O brasileiro não vai ficar sem gasolina por causa disso — disse Agostinho.
O Ibama, assim como o Ministério do Meio Ambiente, chefiado por Marina Silva, estão em meio a pressões do Ministério de Minas e Energia, de Alexandre Silveira, de um lado e, do outro, da Petrobras. Magda Chambriard, fez uma forte defesa de ampliação da produção de petróleo, logo que assumiu a empresa e defendeu o aumento da atividade de exploração para ampliar reservas.
Em entrevista à rádio CBN nesta terça-feira, o presidente Lula voltou a defender a exploração da região, e disse que "em algum momento" irá se reunir com a ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, e com os presidentes do Ibama e da Petrobras para tomar uma decisão sobre a questão.
Aliar interesse público ao privado
Na Câmara, o ministro de Minas e Energia também defendeu que a gestão da Petrobras alie os interesses econômicas da empresa aos políticos do governo, que segundo ele, não é intervencionista.
— Eu espero que, a minha expectativa, inclusive vou para lá agora a tarde, com muita expectativa de que a gente possa fazer esse equilíbrio entre o interesse do privado … nós, o governo do presidente Lula não é intervencionista, não tem ninguém que não respeita a democracia que não entende que a gente não deve respeitar contrato, que devemos ter uma regulação forte, que devemos avançar na estabilidade jurídica e econômica.
A declaração aconteceu horas antes da posse da nova presidente da estatal, Magda Chambriard , que acontece nesta quarta-feira no Rio de Janeiro, com a presença do presidente Lula e ministros como Silveira (Minas e Energia), Haddad (Fazenda), e Rui Costa (Casa Civil), que participaram da queda de braço entre membros do governo pela decisão em torno do pagamento de dividendos extras aos acionistas da empresa.
A crise levou à troca no comando da Petrobras meses depois, quando o ex-presidente da estatal, Jean Paul Prates foi demitido para dar lugar à Magda Chambriard.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Plano de Outorgas indica expansão de 1.052km de transmissão

No documento, há 1.052km de linhas de transmissão a serem ampliadas ou reforçadas, além de 18 obras do mesmo tipo em transformadores, reatores e subestações. Essas obras, caso aprovadas pela Aneel, serão remuneradas pelo pagamento da tarifa de transmissão. O prazo para que fiquem prontas varia, com algumas delas tendo necessidade imediata e a maioria delas para dezembro/ 2028. As empresas que estão listadas entre aquelas que poderão realizar o investimento estão a Copel, Celesc, Furnas, CPFL, ISA-CTEEP, Cemig e Eletronorte.

// - Mundo instalou 11 GW de nova capacidade eólica offshore em 2023

BRASÍLIA — A indústria eólica instalou 10,8 GW de nova capacidade offshore em 2023, elevando o total global para 75,2 GW, e caminha para novos recordes, aponta relatório do Conselho Global de Energia Eólica (GWEC, em inglês) divulgado nesta segunda (17/6).
“A energia eólica offshore está preparada para um crescimento verdadeiramente global depois de 2023 ter registado o segundo maior número de instalações anuais, bem como desenvolvimentos políticos importantes que estabeleceram as bases para a expansão acelerada da indústria durante a próxima década”, analisa a organização.
No ano passado, apesar dos desafios macroeconômicos enfrentados pelo setor em alguns mercados-chave, houve um crescimento de 24% em nova capacidade em relação ao ano anterior. Na avaliação do GWEC, essa taxa de crescimento deve continuar até 2030, mantido o cenário político atual.
Nos próximos dez anos, a expectativa é que sejam instalados 410 GW de nova capacidade eólica offshore, alinhando a implantação da energia eólica offshore com as metas globais de instalação de 380 GW até 2030. A maior parte disso ocorrerá na virada da década, com dois terços instalados entre 2029 e 2033. Este crescimento previsto será impulsionado por uma onda de instalações em mercados relativamente novos para a eólica offshore, como Brasil, Austrália, Japão, Coreia do Sul, Filipinas, Vietnã, Colômbia, Irlanda e Polônia.
O relatório explica que as políticas locais e o “foco sem precedentes” de governos, indústria e sociedade civil no setor está estabelecendo as condições para o desenvolvimento eólico offshore a longo prazo e em grande escala.
No entanto, aponta que gargalos nas áreas de finanças, demanda e aquisições industriais, desenvolvimento da cadeia de suprimento, licenciamento, consenso social, desenvolvimento da força de trabalho e infraestruturas de rede precisam ser superados o quanto antes, ou esta expansão estará em risco.
“A energia eólica offshore é agora muito mais do que uma história europeia, chinesa ou americana. No último ano, o GWEC registou um rápido progresso em novos mercados onde os principais impulsionadores da energia eólica offshore estão agora em vigor – desde compromissos governamentais com o crescimento econômico sustentável, até ao aumento da procura dos consumidores e à descarbonização industrial”, comenta Ben Backwell, CEO do GWEC. Fonte e imagem: Agência EPBR

// - Itaipu inaugura unidade de produção de petróleo sintético com energia limpa

A planta foi criada pelo Centro Internacional de Energias Renováveis (CIBIogás) e pela Cooperação Brasil-Alemanha para o Desenvolvimento sustentável, com investimento de R$ 10 milhões feito pelo governo alemão, por meio da agência Giz.
O local será capaz de produzir, inicialmente, 6 kg por dia de petróleo sintético, chamado de biosyncrude. O material é feito do processamento de biogás e de hidrogênio verde. As duas matérias-primas já são produzidos em unidades de Itaipu. O gás, por exemplo, vem do processamento dos restos de alimentos gerados pelos restaurantes de Itaipu.
O biosyncrude será enviado para a Universidade Federal do Paraná (UFPR), onde será refinado para gerar SAF. O estado tem potencial para ser um grande produtor de SAF. "O Paraná apresenta um potencial de produção de 15 mil metros cúbicos por ano de SAF a partir do biogás gerado pelas plantas em operação que foram mapeadas em 2022 no estado”, explica Rafael Gonzalez, presidente do CIBiogás.
“Esta é a primeira planta de biosyncrude do país. Seu objetivo é viabilizar economicamente uma rota para a produção de combustíveis verdes a partir da valorização do biogás", diz Markus Francke, diretor do projeto H2Brasil, que une ações de Alemanha e Brasil em novos combustíveis.
A planta usará tecnologia alemã para produzir petróleo sintético. O consumo deverá ser de até 50 Nm³ de biogás e 53 Nm³/dia de hidrogênio verde por dia, para fabricar 6 kg de byosyncrude.
Como funciona o petróleo sintético?
O petróleo é, basicamente, um hidrocarboneto, ou seja, uma mistura de hidrogênio e carbono. O produto, extraído de reservas no subsolo, é depois refinado para gerar combustíveis, como gasolina, diesel e combustível de aviação. O material também é usado em muitos outros processos, como na fabricação de plástico.
No petróleo tradicional, os dois elementos foram combinados por processos naturais, como a decomposição de seres vivos. No caso de combustíveis sintéticos, a mistura de hidrogênio e carbono é feita por processos químicos sob controle humano. Se essa produção usar energia de origem limpa em sua composição, o processo é considerado ecologicamente correto.
O hidrogênio, por exemplo, pode ser obtido a partir da água, por um processo que usa energia elétrica. Se essa energia tiver origem limpa, como hidrelétrica ou solar, o material ganha o selo de hidrogênio verde.
Já o carbono pode ser capturado de várias fontes, como o gás gerado pela decomposição de lixo ou as emissões de chaminés de fábricas onde há queima de combustíveis. Isso ajuda a reduzir a presença de gás carbônico na atmosfera e, consequentemente, da poluição do ar.
Se o combustível sintético usar carbono capturado do ar, pode ser considerado limpo, pois sua queima devolverá à atmosfera a mesma quantidade do material que já estava antes na atmosfera.
O petróleo sintético pode ser usado como base para a fabricação de diversos combustíveis, como gasolina, diesel e SAF.
Entenda o SAF
O uso de combustível sintético deverá avançar mais rápido na aviação, pois mais de cem países, incluindo o Brasil, assinaram um compromisso, chamado Corsia, para reduzir as emissões do setor.
O acordo prevê duas fases: de 2021 a 2026, os países podem adotar medidas para mitigar emissões de forma voluntária. A partir de 2027, a adoção de medidas será obrigatória, com exceções para países muito pobres ou com baixo número de voos.
Com isso, o SAF, ou combustível sustentável de aviação, é visto como a principal estratégia para reduzir as emissões. No entanto, o SAF ainda é escasso no mercado: em 2024, sua produção deve representar apenas 0,5% do total de combustível de aviação usado no mundo, segundo dados da Iata (Associação Internacional de Transporte Aéreo), divulgados no início de junho.
Segundo a Iata, há mais de 140 projetos de produção de SAF anunciados em todo o mundo, que devem entrar em operação até 2030. O SAF pode ser produzido a partir de diversas origens, e o Brasil poderá se tornar um produtor relevante por ter bastante biomassa disponível e por ter expertise em combustíveis verdes, como o etanol e o biodiesel. Fonte e Imagem: Portal Exame.

// - Consumo de energia no país deve aumentar 4,2% em junho na comparação anual, diz ONS

O consumo de energia no Brasil deve terminar junho em 74.399 megawatts médios (MWmed), aponta o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) no mais recente relatório do Programa Mensal da Operação. O montante é 4,2% maior do que o registrado no mesmo mês de 2023.
No Sudeste/Centro-Oeste, que responde por mais da metade da carga de energia do país, a projeção é que alcance 41.648 MWmed, alta de 3,8% em relação a junho do ano passado. No Sul, a previsão é de 12.575 MWmed, com crescimento anual de 3,1%.
Para o Nordeste a estimativa é de que o consumo fique em 12.451 MWmed, elevação de 4,3%, na mesma base de comparação. Já no Norte a perspectiva é de carga em 7.725 MWmed, crescimento de 8,8%.
Na geração de energia, o ONS estima que a Energia Natural Afluente (ENA) – quantidade de água que chega aos reservatórios para se transformar em energia – fique em 54% da média histórica no Sudeste/Centro-Oeste.
Caso esse cenário se confirme, o volume armazenado chegará ao final do mês em 67,6% da capacidade.
No Sul, a estimativa é que a ENA alcance 110% da média, com os níveis de água acumulados nos reservatórios em 81,1% ao final do período.
A previsão para o Nordeste é que alcance 38% da média, e o armazenamento 67,5%, enquanto na região Norte a perspectiva é que a ENA fique em 54% da média em junho, com os reservatórios das hidrelétricas em 88,6%.
Em vista deste cenário, o Custo Marginal da Operação (CMO) para a semana de 15 a 21 de junho foi estabelecido em R$ 18,01 por megawatt-hora (MWh).
O CMO é o custo para se produzir 1 MWh para atender ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - MME define valores do aporte de garantia para outorgas da MP1.212

Valores abrangem outorgas para biomassa, biogás, eólica, solar e PCH.
O Ministério de Minas e Energia, publicou nesta sexta-feira, 7 de junho, a portaria 79/2024, que dispõe sobre o aporte de garantia de fiel cumprimento, previsto na Medida Provisória 1.212. A MP tratou da redução das tarifas, mas trouxe a prorrogação de outorgas de projetos de renováveis. Os valores definidos na portaria abrangem a biomassa por bagaço de cana e cavaco de madeira, o biogás (Biodigestão resíduos agroindustriais), a eólica, a solar e a PCH. O menor valor, de R$3.300/ kW é das outorgas fotovoltaicas, enquanto a maior, de R$ 10.000/ kW é do biogás.
De acordo com portaria, as fontes que não estiverem na relação deverão usar o maior valor definido, no caso, R$ 10.0000/ kW, para calcular o aporte.
Quando se tratar de empreendimento com outorga para ampliação da sua capacidade, o agente fiscalizado deverá comprovar a evolução das obras associadas à ampliação. Caso o começo das obras ocorra de forma diferente da prevista no ato de outorga vigente, o empreendedor deverá promover as devidas alterações de características técnicas perante a Agência Nacional de Energia Elétrica.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Geração eólica deve crescer em junho e Nordeste vai exportar energia, prevê ONS

A geração eólica deve apresentar um crescimento “significativo” no mês de junho, com destaque para os parques no Nordeste, que devem exportar energia para outras regiões. A previsão foi divulgada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), durante o primeiro dia do Programa Mensal de Operação Energética (PMO), que aconteceu nesta terça-feira, 27 de março.
Mesmo com o crescimento da geração, a política de operação energética no subsistema Nordeste deve levar em consideração a precipitação abaixo da média, com foco no dimensionamento da geração para controle de nível e controle dos fluxos sistêmicos. Cenário semelhante é esperado no Norte, que pode apresentar crescimento na previsão de carga devido à expectativa de retomada de carga de alguns consumidores do ambiente de contratação livre (ACL).
No Sudeste/Centro-Oeste também deve ocorrer um dimensionamento para controle de nível e atendimento a carga pesada e folga de potência monitorada nas usinas do Grande e Paranaíba, em razão da hidrologia desfavorável.
Ainda haverá a adoção de uma política operação de defluência mínima na UHE Porto Primavera, para preservar os reservatórios da Bacia do Paraná. A decisão segue as recomendações ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) para monitoramento da taxa de replecionamento dos reservatórios da bacia do Paraná e de uma eventual flexibilização das defluências mínimas das hidrelétricas Porto Primavera e Jupiá, desde março de 2024.
No Sul, é esperada uma geração maximizada em todos os patamares de carga.
La Niña
O fenômeno La Niña deve ser caracterizado a partir do segundo semestre de 2024, com expectativa de uma condição de “fraca a moderada”, conforme expectativa do ONS, baseada em nos modelos de diversos centros meteorológicos, incluindo o NOAAA.
“Efeitos típicos do La Niña no Brasil são a redução da precipitação no Sul e aumento no Norte e Nordeste. Considerando a situação de neutralidade e menor previsibilidade nesse período do ano, as previsões estacionais mais recentes indicam um cenário provável de precipitação normal e abaixo da média para a região Sul no trimestre de junho, julho e agosto”, destacou o operador.
Rio Grande do Sul
Sobre as tratativas para garantir o fornecimento de energia elétrica no Rio Grande do Sul, Christiano Vieira, diretor de Operação do ONS, falou que o operador tem realizado reuniões rotineiras com diversas entidades e agentes para debater questões como as previsões das condições hidrometeorológicas, monitoramento dos níveis dos reservatórios e a coordenação da operação hidráulica visando à gestão das cheias.
“Entre 30 de abril e 5 de maio, nós tivemos uma precipitação superior à média histórica das bacias do rio Jacuí e Taquari-Antas, acumulando um total em torno de 400 milímetros de precipitação, acima da precipitação esperada para o mês inteiro. Essa condição impactou todo o estado em diferentes dimensões, não só na elétrica, mas toda a infraestrutura, que também foi bastante afetada”, destacou Vieira.
O diretor afirmou ainda que os encontros visam discutir questões operativas para aumentar a confiabilidade do atendimento do estado, aumentar e garantir a confiabilidade, diante das perdas de inúmeros ativos. Em paralelo, O ONS criou uma área no site para atualizar as informações referentes ao atendimento eletroenergético na região.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Geração eólica deve crescer em junho e Nordeste vai exportar energia, prevê ONS

A geração eólica deve apresentar um crescimento “significativo” no mês de junho, com destaque para os parques no Nordeste, que devem exportar energia para outras regiões. A previsão foi divulgada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), durante o primeiro dia do Programa Mensal de Operação Energética (PMO), que aconteceu nesta terça-feira, 27 de março.
Mesmo com o crescimento da geração, a política de operação energética no subsistema Nordeste deve levar em consideração a precipitação abaixo da média, com foco no dimensionamento da geração para controle de nível e controle dos fluxos sistêmicos. Cenário semelhante é esperado no Norte, que pode apresentar crescimento na previsão de carga devido à expectativa de retomada de carga de alguns consumidores do ambiente de contratação livre (ACL).
No Sudeste/Centro-Oeste também deve ocorrer um dimensionamento para controle de nível e atendimento a carga pesada e folga de potência monitorada nas usinas do Grande e Paranaíba, em razão da hidrologia desfavorável.
Ainda haverá a adoção de uma política operação de defluência mínima na UHE Porto Primavera, para preservar os reservatórios da Bacia do Paraná. A decisão segue as recomendações ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) para monitoramento da taxa de replecionamento dos reservatórios da bacia do Paraná e de uma eventual flexibilização das defluências mínimas das hidrelétricas Porto Primavera e Jupiá, desde março de 2024.
No Sul, é esperada uma geração maximizada em todos os patamares de carga.
La Niña
O fenômeno La Niña deve ser caracterizado a partir do segundo semestre de 2024, com expectativa de uma condição de “fraca a moderada”, conforme expectativa do ONS, baseada em nos modelos de diversos centros meteorológicos, incluindo o NOAAA.
“Efeitos típicos do La Niña no Brasil são a redução da precipitação no Sul e aumento no Norte e Nordeste. Considerando a situação de neutralidade e menor previsibilidade nesse período do ano, as previsões estacionais mais recentes indicam um cenário provável de precipitação normal e abaixo da média para a região Sul no trimestre de junho, julho e agosto”, destacou o operador.
Rio Grande do Sul
Sobre as tratativas para garantir o fornecimento de energia elétrica no Rio Grande do Sul, Christiano Vieira, diretor de Operação do ONS, falou que o operador tem realizado reuniões rotineiras com diversas entidades e agentes para debater questões como as previsões das condições hidrometeorológicas, monitoramento dos níveis dos reservatórios e a coordenação da operação hidráulica visando à gestão das cheias.
“Entre 30 de abril e 5 de maio, nós tivemos uma precipitação superior à média histórica das bacias do rio Jacuí e Taquari-Antas, acumulando um total em torno de 400 milímetros de precipitação, acima da precipitação esperada para o mês inteiro. Essa condição impactou todo o estado em diferentes dimensões, não só na elétrica, mas toda a infraestrutura, que também foi bastante afetada”, destacou Vieira.
O diretor afirmou ainda que os encontros visam discutir questões operativas para aumentar a confiabilidade do atendimento do estado, aumentar e garantir a confiabilidade, diante das perdas de inúmeros ativos. Em paralelo, O ONS criou uma área no site para atualizar as informações referentes ao atendimento eletroenergético na região.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Investimentos em energia limpa chegam a R$ 40bi no país

Parques solares, usina eólicas e biocombustíveis já respondem por 39,7% da geração elétrica brasileira.
Dono de uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo, o Brasil se prepara para novo ciclo de investimentos em fontes renováveis. O movimento ganha impulso com a demanda de companhias que buscam reduzir suas emissões. As energias renováveis, excluindo as hidrelétricas, já representam 39,7% da matriz elétrica do país. E essa participação deve aumentar. Estudo feito pela consultoria A&M Infra prevê aportes de ao menos R$ 40 bilhões por ano em projetos solares, eólicos e hidrogênio verde, além de biocombustíveis.
Especialistas afirmam que os investimentos vêm sendo capitaneados, sobretudo, por energia solar. Com a queda nos preços das placas e os subsídios, empresas e consumidores vêm recorrendo à modalidade, que já é responsável por quase 20% da geração de eletricidade, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
— Cada vez mais os biocombustíveis e a energia renovável estão sendo vetores de crescimento no consumo e da transição energética do nosso mercado nacional — avalia Filipe Bonaldo, sócio-diretor da A&M Infra.
O mercado também mira no desenvolvimento de fontes que ainda dependem de regulamentação. É o caso das eólicas offshore, um dos alvos de investimento de empresas como Petrobras, Equinor e Shell.
Especialistas destacam ainda o potencial do hidrogênio verde, que, segundo estudo da consultoria Mirow & Co, pode atrair investimento de US$ 40bilhões, com os primeiros empreendimentos começando a funcionar já em 2027 e capaz de gerar 800 mil empregos.
US$ 7 bilhões da Petrobras
A Petrobras pretende investir US$ 7 bilhões entre 2024 e 2028 em projetos de baixa emissão. A lista vai desde biocombustíveis com biorrefino até a eólica offshore, solar e hidrogênio verde. A Eletrobras tem buscado desenvolver parcerias em projetos de hidrogênio verde com empresas como a Paul Wurth, de Luxemburgo, e com o governo do Maranhão. No fim de 2023, iniciou a produção na unidade de hidrogênio renovável entre Minas Gerais e Goiás.
— Já somos os líderes na geração de energia renovável e vamos garantir o cumprimento da meta de emissões zero até 2030 — disse Ivan Monteiro, presidente da Eletrobras.
A companhia está investindo R$ 2 bilhões em eólicas na Bahia e no Rio Grande do Sul.
Para especialistas, além da agenda ambiental, o avanço desses projetos é reflexo da ampliação do mercado livre, no qual grandes empresas podem escolher sua fonte de energia. A Engie prevê investimentos de R$ 13,7bilhões entre 2024 e 2026. Mauricio Bähr, CEO da companhia, cita investimentos eólicos e solares nos estados do Rio Grande do Norte e Bahia, com parte da energia comercializada no mercado livre.
Nos planos da Engie está desenvolver hidrogênio verde até 2030, uma vez que o Brasil terá disponibilidade de recursos renováveis 17 vezes maior que sua demanda em 2050.
— Existem países que terão enormes dificuldades em descarbonizar sua matriz energética e podemos atrair as cadeias produtivas desses países para o Brasil. Vejo uma grande oportunidade de desenvolvermos a indústria no Brasil aproveitando nossa oferta de energia renovável — prevê Bähr.
Segundo Aurélien Maudonnet, CEO da Helexia Brasil, o momento é de apetite por fontes renováveis. Ele lembra que, entre setembro de 2023 e abril de 2024, a companhia conectou 18 parques solares em diversos estados. Juntos, os projetos consumiram investimentos de quase R$ 1bilhão.
— No Brasil, há incidência solar maior que na Europa e muito espaço disponível. O processo de transição energética precisa aliar o avanço da produção de energia a partir de fontes renováveis a soluções de eficiência energética que contribuam para a redução do consumo de energia.
De acordo com Maudonnet, projetos de iluminação, monitoramento e gestão de fluxos de consumo de água, energia, gás e vapor são outra frente:
— O Brasil precisa superar alguns obstáculos relacionados a custos de implantação e questões regulatórias quando falamos de energias renováveis. A incorporação de soluções de armazenamento (como baterias) pode mitigar a intermitência de tais fontes.
Biocombustíveis
Quem também aproveita a maior demanda por fontes renováveis é a PAE, empresa argentina de energia. A companhia está investindo R$ 3 bilhões em um complexo eólico na Bahia. A previsão é que esteja operando em meados deste ano com energia suficiente para abastecer 1 milhão de lares brasileiros. Alejandro Catalano, diretor-geral da PAE no Brasil, quer incorporar energia solar no local para duplicar a capacidade.
Em outra frente, as empresas ampliam os investimentos em combustíveis renováveis. A Acelen Renováveis quer transformar o óleo da Macaúba, uma planta nativa brasileira, em combustível de aviação sustentável (SAF) e diesel renovável (HVO). Na primeira etapa, serão R$ 12 bilhões de investimentos, incluindo uma biorrefinaria na Bahia. A meta é que até 2033 tenham 200 mil hectares de macaúba para produzir 20 mil barris por dia de biocombustíveis.
Segundo Marcelo Cordaro, diretor operacional da Acelen Renováveis, a macaúba pode fazer parte da próxima geração de matérias-primas que impulsionam o desenvolvimento de um setor de biocombustíveis em escala industrial. Comparado com a soja, diz ele, a macaúba alcança até sete vezes mais produtividade na extração de óleo por hectare e pode ser cultivada em terras degradadas.
— A iniciativa está ancorada na agricultura integrada à indústria para produção de combustíveis renováveis, geração de créditos de carbono certificados após recuperação de terras degradadas e positivo impacto socioambiental. A projeção inicial é a instalação de pelo menos cinco hubs de agroindústria de macaúba, com viabilidade para o norte de Minas Gerais e o estado da Bahia— afirma Cordaro.
A Enel Green Power, que nos últimos dez anos investiu R$ 36 bilhões em geração renovável, acabou de inaugurar, em abril, empreendimento eólico na Bahia e está finalizamos a segunda expansão de um complexo eólico no Piauí.
— A expansão da energia solar e eólica, em detrimento das térmicas, tem potencial para reduzir o custo para o consumidor final — diz Bruno Riga, responsável pela Enel Green Power no Brasil.
Eduardo Ricotta, CEO da Vestas na América Latina, fabricante de equipamentos eólicos, lembra que, no fim do primeiro trimestre, a empresa concluiu a construção de sete parques eólicos no Nordeste.
—Nesse ano, nossa fábrica no Ceará começará a manufatura das turbinas para novos projetos que receberão investimento total da ordem de R$ 9 bilhões. O Brasil representa quase 7% da produção global de energia renovável. Porém, hoje, há uma sobre oferta de energia no Brasil, que dificulta tirar os projetos do papel.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Reforma do setor será 'naturalmente polêmica' e deve prever contrapartidas sociais, diz ministro

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou nesta segunda-feira, 27 de maio, que o projeto de lei para reformular o setor elétrico em elaboração pelo governo será “naturalmente polêmico” e deve conter exigências de contrapartidas sociais das fontes intermitentes. Previsto para ser encaminhado ao Congresso Nacional até setembro deste ano, o projeto terá como objetivo resolver problemas envolvendo a distribuição de subsídios, encargos e as distorções entre o ambiente regulado e livre.
“Nós começamos essa discussão há alguns meses. O projeto continua sendo elaborado e deve ficar pronto em agosto ou em setembro, mas ele vem e será um projeto, naturalmente, polêmico. Mas, nós vamos levar ao Congresso Nacional para ser debatido”, disse Silveira durante entrevista coletiva realizada em Belo Horizonte, após cerimônia de abertura da terceira reunião do Grupo de Trabalho de Transições Energéticas do G20.
A declaração do ministro foi feita após ser questionado sobre quais ações o governo tem discutido para lidar com os resíduos deixados por minerais críticos e pelas novas fontes renováveis no fim da sua vida útil. Segundo Silveira, a transição energética brasileira deve ocorrer por meio da sustentabilidade e da economia, dois alicerces visto por ele como necessários, mas difíceis de serem equilibrados.
O ciclo de vida das fontes está na pauta de discussões do governo e, de acordo com o ministro, contrapartidas sociais estão sendo estudadas para lidar com a situação.
Como exemplo, o ministro falou sobre o papel sociais das usinas hidrelétricas e das pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) nas regiões em que estão localizadas. “Ambientalistas mais radicais condenam as hidrelétricas e as PCHs, que são uma grande vocação do Brasil. Quero voltar a discutir isso. Talvez as hidrelétricas a gente não consiga fazer no curto prazo, mas as PCHs têm uma contrapartida social enorme.
[Por outro lado], para estimular as eólicas, por exemplo, nada foi feito de contrapartida social, porque foi uma fase de subsídios para fomentar o crescimento das renováveis no país”, destacou o ministro.
Na opinião de Silveira, os incentivos às eólicas precisam cessar, pois a fonte já é capaz de “andar sozinha” através do hidrogênio verde, do consumo pela indústria e do mercado livre de energia.
“Precisamos discutir alternativas de contrapartidas [sociais] para as fontes intermitentes, que foram incentivadas por necessidade, e para o setor de mineração. Agora é hora de discutir como as novas fontes vão deixar essas contrapartidas para nossa sociedade. [...] Com os investidores, quando falamos de incentivos é música, mas quando falamos de deixar um ‘pedacinho’ para a população é uma guerra, mas esse debate está sendo feito e o nosso projeto de lei deve discutir distorções incluindo essa”, concluiu o ministro.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Grupo de Trabalho do G20 discute transição energética em MG

O evento reúne representantes das maiores economias mundiais entre os dias 27 e 29, para discutir dimensão social da transição energética, financiamento de baixo custo para iniciativas sustentáveis, acesso universal à energia limpa e inovação em biocombustíveis.
Começa nesta segunda-feira, no Minascentro, em Belo Horizonte, a 3a Reunião do Grupo de Trabalho de Transição Energética do G20. O evento, organizado pelo Ministério de Minas e Energia, reúne representantes das maiores economias mundiais entre os dias 27 e 29, para discutir dimensão social da transição energética, financiamento de baixo custo para iniciativas sustentáveis, acesso universal à energia limpa e inovação em biocombustíveis.
Após a cerimônia de abertura da reunião técnica, o ministro de Minas e Energia concede coletiva de imprensa.
De acordo com relatório da BloombergNEF, o Brasil investiu US$ 34,8 bilhões em energias renováveis em 2023. O país é o líder na América Latina em investimentos na transição energética e está na 6a posição mundial. O país que mais investiu foi a China, seguido por Estados Unidos, Alemanha, Reino Unido e França.
O Ministério de Minas e Energia coordena o Grupo de Trabalho Transições Energéticas. O Brasil país tem 88% de sua energia elétrica proveniente de fontes limpas e renováveis.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Ministério envia decreto para renovar concessões de distribuidoras de energia

Renovações contratuais devem viabilizar investimentos de R$ 150 bilhões nos próximos quatro anos.
O Ministério de Minas e Energia enviou nesta quinta-feira (23), à Casa Civil, uma minuta de decreto que autoriza a renovação das concessões de 20 distribuidoras de energia elétrica. Os contratos atuais das empresas vencem até 2031.
A informação foi dada pelo ministro Alexandre Silveira, ao participar de evento da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), em Brasília.
De acordo com ele, as renovações contratuais devem viabilizar investimentos de R$ 150 bilhões nos próximos quatro anos pelas distribuidoras.
O vencimento das concessões atinge diversos pesos-pesados do setor, como a Enel SP, a CPFL, a EDP e a Light. Todas as empresas poderão renovar antecipadamente seus contratos.
O governo, no entanto, apertará as regras. Uma das inovações será um gatilho para impedir a distribuição de dividendos, além do mínimo legal, para distribuidoras que não cumprirem cláusulas de equilíbrio econômico-financeiro do contrato. O monitoramento será feito anualmente.
Também vai haver índices mais rigorosos para a frequência e a duração dos cortes no fornecimento de energia.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Novas regras do setor elétrico devem sair até agosto

Mudanças vêm sendo prometidas pelo governo desde o ano passado.
Após finalizar o decreto de renovação de contrato das distribuidoras, o Ministério de Minas e Energia trabalhará para fechar a proposta de reforma das regras do setor elétrico, com possibilidade de envio ao Congresso Nacional, até agosto.
As mudanças vêm sendo prometidas pelo governo desde o ano passado, como forma de corrigir o que o ministro Alexandre Silveira classifica de “colcha de retalhos”. O assunto foi tratado em setembro pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva no mês passado com especialistas do setor.
A ideia, segundo o Valor apurou, não é substituir o projeto de modernização do mercado que tramita atualmente na Câmara (PL 414), que vem sendo debatido já há alguns anos no Congresso. O governo não quer que sua proposta seja encarada como um “atropelo” da iniciativa dos parlamentares.
Com o novo marco legal do setor, integrantes do Ministério de Minas e Energia pretendem, assim como define o PL 414, preparar o mercado de energia para a abertura do mercado livre. Nele, o consumidor é beneficiado pela portabilidade da conta de luz, facilidade que permite escolher de quem comprar a sua energia.
O governo espera que o decreto de renovação das concessões de 20 distribuidoras de energia viabilize a digitalização das redes até 2030, segundo avaliação de fonte oficial envolvida com o tema. O texto do decreto foi enviado para análise final na Casa Civil nesta quinta-feira (23), com diretriz para a digitalização das redes para o setor.
A digitalização da infraestrutura passa basicamente pela troca do medidor de consumo do tipo analógico por equipamentos mais modernos com leitura digitalizada. Essa mudança permite à distribuidora aperfeiçoar o modelo de comercialização do serviço e ao consumidor migrar para o mercado livre, onde pode escolher de quem comprar a energia.
O texto do decreto, obtido pelo Valor, não fixa prazo para que as distribuidoras façam a digitalização do serviço. A fonte do governo explica que essa exigência deve constar na regulamentação, que será preparada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Outra mudança no mercado de distribuição de energia pretendida pelo governo é a separação das cobranças pelo uso das redes (o fio) e pelo consumo de energia. Esta também é uma das diretrizes que entrou na versão final do decreto, também considerada importante para ampliação do acesso ao mercado livre, e que também deve ser implementada até 2030.
Com a edição do decreto, Silveira espera aumentar a qualidade do serviço de fornecimento de energia no país. “Tiramos as distribuidoras do conforto contratual que se encontram hoje. Elas vão ter que melhorar a qualidade do serviço, e não descarto a possibilidade de algumas não aderirem [aos novos contratos], em consequência das exigências", disse o ministro.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Transição energética é oportunidade de reindustrialização do Brasil, diz presidente da Abdib

Segundo Venilton Tadini, é preciso transformar a vantagem comparativa em vantagem competitiva, capaz de elevar a capacidade da indústria para atender mercado; associação discute nesta quinta alternativas de investimentos para o setor.
O presidente da Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), Venilton Tadini, afirma que o processo de transição energética em andamento no mundo é a grande oportunidade de recuperar a indústria nacional, hoje bastante fragilizada.
“Isso pode nos colocar novamente entre os principais players do mundo na produção industrial, que nós perdemos. A gente está numa posição bastante fragilizada, com a participação da indústria no PIB debilitada, em torno dos 10%.”
Na avaliação de Tadini, hoje o Brasil tem as melhores condições para liderar a transição energética global. Para isso, é preciso transformar a vantagem comparativa em vantagem competitiva, capaz de elevar a capacidade dessa indústria para atender o mercado.
Ele alerta que o País não pode deixar escapar essa oportunidade. Segundo o executivo, hoje os investimentos que estão sendo feitos no hidrogênio verde, por exemplo, têm como foco o mercado externo. “A gente tem de fazer mais do que produzir energia para exportar ‘in natura’, como commodity. Nós precisamos é usar esse desenho para efetivamente fazermos produtos verdes e sermos mais qualificados na concorrência internacional.”
A necessidade de priorizar alguns temas para desenvolvimento será debatido nesta quinta-feira, 23, no Abdib Fórum – 2024 Infraestrutura: Bases para a Neoindustrialização e Desenvolvimento Sustentável. O evento ocorrerá em Brasília, a partir das 9h. Também estarão em pauta a questão da importância da harmonia entre os Três Poderes da República; o arcabouço fiscal, o novo PAC, a reforma tributária, a Nova Indústria Brasil e o Plano de Transição Ecológica.
O setor de infraestrutura deve investir neste ano cerca de R$ 235 bilhões, sendo 77% da iniciativa privada. O volume representa um aumento de 10% em relação a 2023, quando foram injetados no setor R$ 213 bilhões, sendo 43% no setor de energia.
Como o sr. avalia o quadro macroeconômico do Brasil considerando a grande necessidade de investimentos, e que está aquém das necessidades há alguns anos? Temos uma situação complexa, seja de natureza estrutural, conjuntural institucional e política, da relação entre os Poderes. Na parte econômica, o que podemos falar é que verificamos alguns avanços importantes do ponto de vista estrutural e da nossa inserção internacional, que está na direção correta em relação às diretrizes que estão sendo colocadas pelo governo federal, que é aproveitar as oportunidades da transição energética. Nós nos colocamos como um ator importantíssimo nessa corrida que o mundo está vivendo para enfrentar as variações climáticas. Isso é absolutamente fundamental.
E como podemos aproveitar essa oportunidade?
Temos de transformar essa vantagem comparativa das fontes limpas da nossa matriz energética em vantagem competitiva para também dotar a indústria de capacidade para atender as demandas em relação à transição energética, não só das fontes renováveis, como também nos processos de integração da infraestrutura. Uma questão que é fundamental: é preciso ter um norte na estratégia de desenvolvimento. Estou falando na neoindustrialização e no apoio a indústrias absolutamente novas. Isso não só pelo que vai ocorrer e está sendo enfatizado de apoio em inovação tecnológica nos segmentos existentes, como também é possível trabalhar para não ser dependente no futuro, por exemplo, de baterias, estruturas de eletrólise para fazer o hidrogênio verde e de aproveitar tudo isso no uso do hidrogênio verde. A gente tem de fazer mais do que produzir energia para exportar ‘in natura’, como commodity. Nós precisamos usar esse desenho para efetivamente fazermos produtos verdes e sermos mais qualificados na concorrência internacional.
Estamos atrasados nesse processo?
O que a gente percebe principalmente na Europa é que o pessoal adora falar da questão ambiental. Mas, do ponto de vista da utilização dos recursos, eles usam até hoje carvão como combustível. Nós temos condições e a possibilidade de transformar os nossos produtos com essa energia verde dando a eles maior condição de competitividade da forma que o mundo dá hoje. Mas, cada vez que a gente dá um avanço, há também um aumento da régua para dizer que o nosso produto não é tão verde assim, que há problemas na Amazônia. Essa é uma questão que a gente tem de enfrentar. Mas isso pode nos colocar novamente entre os principais atores do mundo na produção industrial, que nós perdemos. A gente está numa posição bastante fragilizada, com a participação da indústria no PIB debilitada, em torno dos 10%. Acredito que a transição energética, com a neoindustrialização e inclusão social é um desenho importantíssimo na definição da estratégia de desenvolvimento.
Hoje vemos o mundo numa briga intensa com a China por causa da enxurrada de produtos extremamente baratos que inundam os mercados. A transição energética e nosso potencial nessa área podem nos dar a competitividade que esse novo mundo exige?
Não tenho dúvida. Esse é um ponto fundamental. Por isso que a questão energética junto com a infraestrutura é um binômio de um bloco de investimentos para nós trabalharmos na reindustrialização. Aí é importante que se diga: os projetos do PAC estão ligados com essas estratégias, a Nova Indústria Brasil e a forma como o BNDES voltou a ser uma agência de fomento. Esperamos que ele dobre o seu orçamento. Foi aprovado na Câmara e vai para o Senado a nova letra de crédito e desenvolvimento que tornará a captação mais barata pelo BNDES. Veja bem: não estamos falando em substituir a TLP (taxa de juros do banco de fomento). Ela será mantida para determinados grupo de investimentos, mas vamos ter, a exemplo do que ocorre na inovação, taxas diferenciadas. O BNDES está em plena transformação e tem trabalhado muito bem até agora. Ele aumentou em 90% as liberações neste ano em relação ao ano anterior. Acreditamos que o BNDES vai voltar a ser uma agência de fomento, mas sem os atropelos ao Tesouro que ocorreram num passado recente, com menos subsidios.
E qual o papel do mercado de capitais?
Estamos trabalhando no mercado de capitais ? que também não tinha no ciclo anterior ?, a nova debênture de infraestrutura que foi aprovada. Fizemos um excelente seminário aqui com CVM (Comissão de Valores Mobiliários), Previ (fundo de pensão dos funcionário do Banco do Brasil), entre outros agentes, para verificar o uso desses ativos. E, por último, não menos importante, queremos aproveitar a onda do mundo na transição energética para fazer colocações de fundos específicos que apoiam essa economia verde pelo Tesouro Nacional, com taxas diferenciadas e cobertura de risco cambial, para conseguir utilizar as fontes externas de recursos. Nunca antes o País teve, efetivamente, uma composição de estrutura de funding para um ciclo de desenvolvimento. O desenvolvimento da economia no governo Juscelino Kubitschek ocorreu com recursos externos; o primeiro PND (Plano Nacional de Desenvolvimento) teve recursos externos; o segundo PND, recurso externo e Tesouro Nacional; e o último ciclo, que foi aquele do voo de galinha, onde se utilizou basicamente BNDES com repasse de recursos do Tesouro. Isso trouxe um sério problema e gerou uma certa antipatia com o termo de “política industrial”, com a questão de você fazer política pública para o desenvolvimento específico que o BNDES poderia fazer como exportação de serviço. Então a gente tem uma série de coisas em andamento que logicamente tem a complexidade de ter uma estrutura política institucional muito complexa, que precisa acertar as engrenagens da República. O primeiro painel do nosso evento será o Papel das Instituições da República para a Segurança Jurídica e Desenvolvimento da Infraestrutura. Lá teremos ministro da Casa Civil, presidente do Senado, presidente da Câmara, presidente do STF, TCU e AGU para tratar desse tema. Nosso seminário passado, no início do governo Lula, falamos das diretrizes do novo governo, qual que era o desenho e qual era a expectativa da política econômica. Este ano nosso objetivo é falar dos programas que já foram estabelecidos, como eles estão andando e o que precisa fazer para que de fato ele se materialize. Agora, a bola está no chão, o jogo está sendo jogado e a gente tem de apoiar. Tivemos o arcabouço fiscal e uma nova estrutura tributária para consumo e serviço. Não é um passeio no parque, mas é uma mudança estrutural da maior relevância de custo para indústria. Isso tem de ocorrer também na questão da energia e na infraestrutura.
Como o sr. vê os investimentos na transição energética?
Eu sempre digo que a gente tem de tomar cuidado, porque os investimentos que tem sido feitos para desenvolver hidrogênio no Brasil têm como destino o mercado externo. O objetivo é exportar commodity. Para nós, o hidrogênio verde tem de ser priorizado para a nossa neoindustrialização, para ter produtos verdes, para que a gente tenha uma inserção competitiva que os outros não têm igual o Brasil. E cada vez que a gente avançar nisso, (a concorrência) vai mudando. A Europa vai mudando as regras. A OMC vai mudando as regras. A gente já viu isso com os Estados Unidos. O álcool brasileiro não pode entrar lá, nunca pode. Temos uma condição ímpar nessa área. Eu fico alucinado quando começam a falar da derivada da quarta do déficit primário. Será que eles têm noção do quanto está sendo feito com o programa do Inflation Reduction Act (lei de redução da inflação, que prevê uma série de investimentos verdes com destaque para a produção de energia renovável) nos Estados Unidos? São US$ 2 trilhões com a economia aquecida. E aqui a gente tem de cravar um déficit primário para ter uma inflação anual abaixo de 3%. Aí dizem: “É preciso crescer e tal”. Quando você cresce, a dívida pública em relação ao PIB cai. Se toda vez eu faço uma política na qual meu corte da parte do gasto público é investimento, o PIB não vai crescer. Ele cresceu o ano passado por causa do Bolsa Família e de alguns auxílio específicos. O investimento foi negativo. O investimento de infraestrutura cresceu, mas a indústria precisa de demanda. Não adianta eu ter inovação tecnológica, pegar um produto e ter uma sacada maravilhosa se não tem mercado para aquele produto. Na Alemanha, por exemplo, o programa de hidrogênio verde começou já com o governo fazendo uma licitação e garantindo a compra do produto. Nos Estados Unidos é a mesma coisa.
Mas nesses países os programas de subsídios são bilionários. Não temos o mesmo potencial financeiro para concorrer. É que a gente faz errado. A gente está com excesso de energia e está dando subsídio para energia solar. Nós gastamos muito e gastamos errado. São R$ 15 bilhões e eu não vi nenhuma instituição financeira ou analista de banco falando contra isso, mas reclamam do déficit fiscal. Está cheio de lugar que aumenta gasto e não é só do Executivo, tem também o Legislativo. Tem de acabar com essa farra. Por isso é fundamental ter estratégia de desenvolvimento e definir prioridades, como o governo está tentando fazer com o PAC que hoje tem projetos muito mais estruturados para atrair investimento. Aí vejo analista fazer análise do PAC 1 e PAC 2 e dizer que o PAC 3 não vai dar certo porque o 1 e o 2 não deram. Não se compara a qualidade dos projetos, a definição de prioridades, a articulação em relação ao conteúdo local e a relação com os entes subnacionais. Mas dizem que não vai dar certo. É o complexo de vira-lata.
Como resolver a questão do baixo investimento público em infraestrutura? Sempre defendemos a participação do investimento público. Sempre dissemos que infraestrutura se faz com investimento público e privado. Há segmentos que o setor privado não quer entrar, então nós precisamos do público. Mais de 80% das estradas pavimentadas estão nas mãos do Estado. Então preciso ter investimento na conservação e manutenção dessa rede. Na nossa proposta de ajuste fiscal sempre dissemos que investimento tem de ter piso. Teto é para outras despesas e o ajuste tem de ser feito nelas, não nos investimentos. Investimento é a porta de crescimento econômico, do desenvolvimento futuro.
Fonte e Imagem: Estadão.

// - Ministro promete enviar reforma do setor elétrico ao Congresso até agosto.

O governo pretende encaminhar ao Congresso Nacional um projeto de lei para reformular o setor elétrico até agosto deste ano, com foco em resolver problemas envolvendo a distribuição de subsídios, encargos e as distorções entre o ambiente regulado e livre, escreveu o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, em artigo publicado no jornal Estado de S. Paulo nesta quarta-feira, 22 de maio.
No artigo, Silveira relatou que esses temas foram discutidos por ele com especialistas do setor e com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva em uma reunião realizada para discutir os principais problemas estruturais e as soluções para baratear a conta de luz. O encontro em questão foi realizado em 10 de abril deste ano, um dia após a publicação da Medida Provisória (MP) 1.212.
Os três tópicos que serão objeto do PL foram apresentados nessa reunião pelos especialistas e, segundo Silveira, a análise é compatível com o diagnóstico da pasta. No artigo, o ministro falou que alguns encargos do setor são necessários devido à necessidade de políticas públicas no Brasil, como os programas Luz Para Todos e a tarifa social.
Por outro lado, Silveira diz que incentivos voltados ao desenvolvimento de tecnologias já competitivas no país podem ser “dispensados”. O ministro aproveitou ainda para defender a abertura do mercado livre de energia para todos os consumidores, mas sem gerar custos extras para aqueles que permanecerem no mercado regulado.
A reforma de Silveira
A reformulação do setor elétrico vem sendo abordada por Silveira desde que assumiu a pasta, em 2023. Em julho, o ministro falou pela primeira vez que o MME estudava uma proposta para remodelar o setor elétrico, com prazo de finalização de 90 dias. A medida focaria na proteção dos consumidores, no reequilibrado do segmento e na redução da “colcha de retalhos” criada nos últimos anos, priorizando, por exemplo, a readequação dos encargos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
Dois meses depois, durante o Brazil WindPower, Silveira voltou a citar a reforma do setor, afirmando que ela iria concatenar a postergação dos incentivos dados às renováveis com a entrega dos projetos de transmissão para seu escoamento.
Passado o prazo de 90 dias, o ministro sugeriu a criação de um grupo de trabalho para discutir “formas criativas” de reduzir a tarifa de energia elétrica dos estados brasileiros. Na época, a pasta estava discutindo formas de reduzir a tarifa do Amapá.
Em janeiro deste ano, uma reunião foi promovida entre Silveira e representantes de 26 associações para discutir os problemas do setor elétrico. Na ocasião, o ministro falou sobre os desafios do setor elétrico por cerca de uma hora, quando destacou a importância do diálogo com o setor, criticou desequilíbrios tarifários e pediu ajuda das entidades presentes para resolver problemas causados pelos altos custos da CDE e dos empréstimos setoriais Conta Escassez Hídrica e Conta-Covid, contraídos em nome dos consumidores das distribuidoras nos últimos anos.
Em abril, Silveira disse que medidas estruturantes planejadas pelo governo podem ter sinergia com o Projeto de Lei (PL) 414/21, que trata de dispositivos para modernização do setor elétrico e amplia o acesso ao mercado livre de energia elétrica para todos os consumidores brasileiros. Ele ainda destacou que o governo precisa discutir o financiamento do setor elétrico para que não continue “enfiando” políticas públicas no consumidor.
No mesmo mês, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva assinou a medida provisória 1.212.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Leilões de transmissão são sucesso,mas enfrentam gargalos no licenciamento, mão de obra e financiamento, diz Abrate

O Brasil está experimentando um ciclo de grandes leilões de transmissão promovidos pelo governo federal para aumentar a capacidade de escoamento de energia renovável principalmente do Nordeste para os grandes centros consumidores.
Geraldo Pontelo, diretor técnico da Associação Brasileira das Empresas Transmissoras de Energia Elétrica (Abrate), avalia que os leilões de transmissão têm sido bem-sucedidos ao atrair grandes investidores, gerando muita concorrência e fortes deságios. Pontelo participou nesta terça-feira do “Seminário Lide”, promovido pelo Líderes Empresariais (Lide).
No entanto, o Brasil ainda enfrenta gargalos e fragilidades em relação ao licenciamento ambiental, mão de obra e meios de financiamento para manter o ritmo das obras no setor de transmissão.
A alta demanda por equipamentos, escassez de mão de obra de engenharia e construção e licenciamento ambiental fez com que a indústria e associações setoriais pedissem ao Ministério de Minas e Energia (MME) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), reduzissem o ritmo das licitações para dois eventos por ano. O prazo da entrega das obras também foi estendido para até 72 meses.
O Brasil está experimentando um ciclo de grandes leilões de transmissão promovidos pelo governo federal para aumentar a capacidade de escoamento de energia renovável principalmente do Nordeste para os grandes centros consumidores.
Só em 2023, foram licitados mais de R$ 37 bilhões em infraestrutura de transmissão. Em março de 2024, foram mais R$ 18,2 bilhões e há outro certame menor previsto para setembro e para 2025. Além disso, para 2025, estão planejados mais dois leilões.
Um dos pontos que preocupa o setor é a paralisação das atividades de campo dos servidores do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) já que por serem projetos interestaduais esse processo passa obrigatoriamente pelo órgão. A não concessão de licenças pode trazer riscos financeiros para as detentoras desses ativos, além de eventual judicialização.
“Faltará mão de obra para implantar tanta obra. Estamos em negociação com o BNDES para financiar epecistas [empresas que constroem e entregam o projeto pronto] porque essas empresas sofreram muito na pandemia, mas o principal gargalo agora é nos órgãos de licenciamento ambiental, que já isso está impactando os projetos licitados”, diz Pontelo.
A superintendente de concessões , permissões e autorizações de serviços da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Ludimila Silva, lembra que desde 2017, todos os 160 lotes oferecidos foram arrematados com deságio médio de 46,5%. Hoje há 84 linhas de transmissão e até 2027 os leilões de transmissão servirão para licitar infraestrutura para escoar a produção da matriz solar e eólica no Nordeste para os centros consumidores.
“Isso faz com que a gente tenha algumas preocupações e cuidados. Diante do volume grande, temos que acompanhar esse volume de obras muito de perto. Tentamos ainda uma interação com os órgãos licenciadores e mostrar os benefícios para o consumidor”, diz Silva.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Aneel vai rever forma de concessão de subsídio a fontes renováveis

Agência fará consulta pública após o TCU suspender a aprovação de novos descontos até uma revisão da regulamentação; empreendimentos já outorgados manterão o benefício.
A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) vai rever a forma de concessão de subsídios a empresas de geração de energia renovável. A diretoria da agência aprovou nesta 3ª feira (21.mai.2024) a abertura de consulta pública para debater novas formas para aplicação dos descontos nas tarifas Tust (Uso do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica) e Tusd (Uso do Sistema de Distribuição).
A decisão se dá em cumprimento a um acórdão do TCU (Tribunal de Contas da União) que proibiu a Aneel de conceder descontos automáticos da Tust e Tusd para projetos de renováveis até que seja apresentada uma mudança na regulamentação para que apenas empreendimentos de até 300 MW de potência injetada tenham direito ao subsídio.
Em acórdão de novembro de 2023, confirmado na última semana, a Corte de Contas afirmou que a revisão da metodologia era necessária para impedir a concessão do benefício nos casos de fracionamento ou divisão de empreendimentos únicos em projetos menores.
No entendimento do TCU, a Aneel não vinha analisando explicitamente os pedidos de desconto, o que tem facilitado formas de burlar o limite legal imposto. Assim, alguns complexos com potência superior a 300 MW conseguiam o benefício através da fragmentação dos projetos, como por exemplo em duas usinas de 200 MW cada, o que totalizaria 400 MW.
Pela determinação do TCU, a Aneel precisa:
criar novos critérios para as outorgas ainda não emitidas (futuro);
fazer um pente-fino nas outorgas já emitidas (passado).
A revisão das regras que será feita pela Aneel alcançará apenas as outorgas pendentes de autorização e não vai retroagir para alcançar os empreendimentos já outorgados. Esses serão alvo de fiscalização da agência. Os pedidos de autorização que estão na entidade terão a concessão do subsídio condicionada à futura norma.
Atualmente, há 336 pedidos de autorização para implantação de usinas eólicas, solares e térmicas a partir de biomassa, que somam 14 GW. Normalmente, a outorga já é emitida com o desconto automático. São eles:
usinas eólicas: 68
usinas solares: 261
usinas térmicas a biomassa: 7
A Aneel vai facultar às empresas a decisão se querem continuar com o processo de outorga diante da revisão da regra para subsídios. Para isso, os empreendimentos deverão assinar um termo de prosseguimento dando ciência de que essa decisão é por sua conta e risco antes de uma definição final dos critérios para desconto. No entanto, poderão requerer o benefício posteriormente.
Quem desejar suspender a análise do seu pedido de outorga terá que assinar um termo autorizando que o processo seja analisado apenas depois de concluída a regulamentação dos novos critérios. Os empreendimentos que não apresentarem em 10 dias o termo para prosseguimento ou suspensão do processo de outorga terão o pedido indeferido.
A Aneel alertou aos interessados que a eventual escolha pela suspensão dos pedidos poderá atrapalhar na prorrogação do prazo de implantação das usinas, prevista na MP (medida provisória) 1.212, que possibilita a prorrogação em 36 meses. Essa prorrogação precisa ser solicitada por empreendimentos outorgados em 60 dias após a publicação da MP.
A relatora do processo, diretora Agnes Costa, afirmou em seu voto que a Aneel concedeu as outorgas com os benefícios tarifários no passado com a certeza de que estava atuando dentro dos limites legais. Sustentou que manter as autorizações já concedidas é importante para segurança jurídica.
Agnes destacou os impactos que esses subsídios tiveram para impulsionar o avanço das fontes renováveis no país, mas afirmou que a decisão não trata de defesa da permanência do subsídio para as fontes incentivadas, “uma vez que elas já estão integradas à matriz elétrica nacional e sendo já tecnologias competitivas”.
O QUE DEVE MUDAR
Na consulta pública que será aberta pela Aneel pelo prazo de 45 dias, serão colocadas à disposição dos agentes duas opções para mudança nas regras. São elas:
Aferição por potência – no caso de 2 usinas de 200 MW de um mesmo empreendedor, se for identificado que os projetos têm o mesmo controle societário direto ou que há compartilhamento de infraestrutura de conexão, essas outorgas vão ser emitidas normalmente, mas haverá uma designação de complexo de geração formado por 2 usinas. A CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) vai apurar o limite de 300 MW pelo complexo, e não por outorga;
Agrupamento de outorgas – no caso de 2 usinas de 200 MW de um mesmo empreendedor, se for identificado que é o mesmo controle societário direto ou que há compartilhamento de infraestrutura de conexão entre os projetos, será oportunizado aos agentes reapresentar o pedido na forma de uma outorga única. E a aferição passa a ser conforme as regras atuais, de limite até 300 MW.
Qualquer que seja a proposta definida ao final da consulta pública, será necessária avaliação jurídica da opção.
Na Aneel, a ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica) e Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica) pediram que o entendimento de aplicação para a regra atual continue valendo para, além das outorgas já autorizadas, aquelas solicitadas até 2 de março de 2022, o que foi rejeitado pela Aneel com base no que determinou o TCU sobre todas as outorgas pendentes.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Eólicas e solares alegam perdas com restrição imposta pelo ONS

Devido à menor produção de energia por ordem do ONS, as empresas enfrentam prejuízos e exigem indenizações, que acabam sendo repassadas para a conta de luz do consumidor.
As restrições de geração de energia impostas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) às geradoras eólica e solar, por motivos operacionais, estariam provocando prejuízos às empresas e motivando pedidos de ressarcimento.
O apagão do dia 15 de agosto de 2023 deixou o ONS mais conservador, levando-o a limitar a transmissão de energia renovável do Nordeste para o resto do Brasil. O corte de geração determinado pelo ONS, conhecido pelo jargão em inglês “constrained off”, no entanto, é prática comum do setor.
Segundo as companhias, as perdas somam quase R$ 620 milhões. Entre 2022 e 2023, as empresas eólicas afirmam ter R$ 532 milhões em perdas. Já as solares, alegam R$ 84,8 milhões em prejuízos só no ano passado.
Com a entrada crescente de energia solar e eólica no sistema elétrico na última década, o operador passou a conciliar a geração dessas fontes com a das hidrelétricas. O ONS determina a paralisação dos geradores por três motivos, mesmo quando as condições de vento e sol são favoráveis: falta de demanda, que provoca sobreoferta; gargalos nas linhas de transmissão; e problemas elétricos que podem causar sobrecarga.
Nos balanços trimestrais, o impacto na receita é caracterizado pelas empresas de capital aberto como custo de oportunidade. Auren, CPFL, Renova e AES, por exemplo, reportaram o problema em seus balanços do 1o trimestre. Das companhias de capital fechado, a chinesa Spic e a 2W também sentiram os efeitos da restrição.
Como o corte é determinado pelo ONS, as usinas não têm ingerência sobre a decisão e por isso defendem serem compensadas por meio de um encargo na conta de luz dos consumidores, o Encargo de Serviços do Sistema (ESS).
A previsão é que os cortes aumentem no início do segundo semestre, quando a produção eólica e solar se intensifica. Isso colocou pressão sobre a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). No fim de 2023, as associações Abeeólica e Absolar, que representam as empresas de energia eólica e solar, obtiveram uma liminar obrigando a indenização dessas empresas.
O problema é que há impasses regulatórios que travam o pagamento. O Tribunal Regional Federal da 1o Região (TRF1) deu 45 dias para a Aneel regular a compensação às empresas afetadas para que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) possa fazer os pagamentos. O assunto deve entrar na pauta da Aneel na reunião ordinária desta terça-feira (21).
De acordo com a presidente da Abeeólica, Elbia Gannoum, o quadro se dá porque a Aneel já tem uma regulação específica para a remuneração de usinas com contratos com distribuidoras (o mercado regulado). Só que essa regulamentação não está definida para o mercado livre. “Não interessa se é livre ou regulado, o gerador tem que ser ressarcido”, disse Gannoum.
O diretor financeiro e de relações com investidores da Engie, Eduardo Takamori, avalia que isso veio para ficar, diante do baixo crescimento econômico, incapaz de absorver toda a produção das usinas, e do desequilíbrio de incentivos dados, que causou descompasso entre oferta e demanda.
“Estamos falando de uma quantidade muito expressiva de geração distribuída, que entrou no sistema ao longo dos últimos anos de forma exagerada em função do nível irracional de subsídios”, disse.
Um levantamento da consultoria Volt Robotics aponta que os cortes aumentaram depois do blecaute de 2023. Apesar das restrições, dados do ONS mostram que a participação das fontes eólica e solar é crescente, já que há mais usinas operando no Sistema Interligado Nacional (ver gráfico).
Por serem fontes intermitentes (que geram só quando tem sol e vento), essa instabilidade cria um desafio ao ONS para atender em tempo real a demanda, que também varia. O órgão explica que o Brasil tem uma capacidade instalada elevada e um consumo que não cresce no mesmo ritmo.
“Não podemos elevar a geração sem a respectiva demanda. Como o crescimento do parque gerador de energia se deu com base no avanço das renováveis, notadamente a geração eólica e solar, o impacto de eventuais restrições de geração é mais percebido neste perfil de usina, sem capacidade de acumulação, ao contrário do que acontece com as hidrelétricas”, diz a nota.
Só que a irregularidade do regime de chuva nos reservatórios das hidrelétricas, com as mudanças climáticas, aumenta mais o desafio de gestão do sistema. Neste contexto em que a oferta de energia supera a demanda, os cortes causam desperdício de eletricidade.
“O investidor atende ao chamado estatal para expandir o parque com energia limpa e renovável, mas, depois, é forçado a deixar de gerar com usina pronta, o que frustra a possibilidade de atendimento de suas obrigações comerciais”, diz o diretor técnico e regulatório da Absolar, Carlos Dornellas.
Para as empresas eólicas, a situação é mais sensível, já que no primeiro trimestre do ano, a safra dos ventos foi mais fraca e causou menos produção. Ao Valor, o presidente da CPFL, Gustavo Estrella, vê um caminho de judicialização.
“Se eu tiver uma geração maior por boa condição de vento, ela é bloqueada pelo ONS. A gente teve pouca restrição, basicamente porque tivemos pouco vento e foi pouca a geração. Há ainda alguns temas para serem definidos pela regulação e não foram definidos ainda. Fatalmente vai entrar uma discussão judicial”, diz Estrella.
Para o advogado Rômulo Mariani, do escritório RGMA Resolução de Disputas, o problema é quem arca com o prejuízo. Segundo ele, ao regulamentar a matéria para as fontes eólica e solar, a Aneel limitou a compensação. “Alocou parte substancial desse prejuízo aos geradores, que eles entendem incorreto”, explica.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - ANEEL pauta 81 processos e expectativa é que a reunião de diretoria dure até 3 dias

A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) realiza reunião de diretoria nesta terça-feira (21), às 9h, com 81 processos inseridos na pauta. É a última reunião do colegiado com o diretor Hélvio Guerra, cujo mandato termina na sexta-feira (24). Ele é o relator de 21 processos.
A pauta da agência é dividida em leitura (17 itens, com sustentação oral e votação individual); e bloco (64 processos). A parte do bloco pode ser votada de uma vez só mas, segundo fonte ouvida pela Agência iNFRA, alguns dos itens que estão nesta parte da pauta podem passar a ter sustentação oral requerida.
Então, é provável que não seja possível votar todos os itens na terça-feira, resultando na necessidade de suspender a reunião para deliberação na quarta-feira (22) e, possivelmente, na quinta-feira (23).
Entre os destaques da pauta, está a revisão tarifária periódica da Amazonas Energia, de relatoria do diretor Hélvio Guerra, e o processo de flexibilização das regras de comercialização devido à crise no Rio Grande do Sul, que tem como relatora a diretora Agnes da Costa.
O colegiado também pode deliberar acerca do processo de atendimento às determinações do TCU (Tribunal de Contas da União) para regulamentação dos subsídios às tarifas de uso dos sistemas (TUST e TUSD) para fontes renováveis. A relatora é a diretora Agnes da Costa, e Ricardo Tili é relator do voto-vista.
O diretor Hélvio Guerra deve apresentar relatórios sobre os resultados das consultas públicas referentes aos critérios para redução ou limitação de geração no SIN (Sistema Interligado Nacional); à revisão da metodologia de cálculo dos custos operacionais regulatórios; e à regulamentação da sobrecontratação involuntária e da venda de excedentes decorrentes do regime de microgeração e minigeração distribuída.
Outro resultado de consulta pública, com voto-vista da diretora Agnes da Costa, trata do aprimoramento do processo de Liquidação Financeira dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão. E, com o voto-vista de Fernando Mosna, pode ser deliberado processo que propõe aprimoramentos da regulamentação do compartilhamento de infraestrutura entre setores de distribuição de energia elétrica e de telecomunicações.
A diretoria também pode deliberar sobre termo de intimação que informou à Light Serviços de Eletricidade sobre a possibilidade de aplicar a pena de caducidade ao contrato de concessão de distribuição de energia. O relator é o diretor Hélvio Guerra.
Fonte e Imagem: Agência Infra.

// - Gentil Nogueira é favorito à sucessão de Hélvio Guerra na ANEEL; Carlos Mattar e André Ruelli também estão no páreo

O secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia, Gentil Nogueira, é o favorito para a sucessão de Hélvio Guerra na diretoria da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), cujo mandato termina no próximo dia 24.
Gentil é o preferido do ministro da pasta, Alexandre Silveira. Mas ainda não há a bênção do Senado Federal em torno do nome. É preciso o aval dos senadores, uma vez que as sabatinas dos indicados para os cargos em agências reguladoras são feitas pela casa.
Superintendentes
Estão também na disputa dois dos mais experientes superintendentes da ANEEL: Carlos Mattar (Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica) e André Ruelli (Mediação Administrativa e das Relações de Consumo). Mattar é conterrâneo e amigo de longa data do presidente do Senado, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), aliado do ministro Silveira. Já Ruelli teria o apoio de Gilberto Kassab, o cacique do PSD. Há alguns meses circulou o nome de Sidnei Bispo como favorito para a vaga na ANEEL. Bispo é diretor de Gestão Administrativa da Eletronuclear e ex-diretor de Furnas. No entanto, ele não está mais no páreo porque não houve acordo com os senadores em torno de sua indicação. Desempate A vaga de Hélvio Guerra tem grande importância política. Hoje ele é o responsável pelo desempate nas decisões do colegiado, composto por cinco membros. De um lado, votam quase sempre em sintonia o diretor-geral, Sandoval Feitosa, e a diretora Agnes da Costa. Do outro lado, os diretores Fernando Mosna e Ricardo Tili. Guerra acompanhou a dupla Mosna/Tili na maioria das vezes.
Outras agências do setor
Um dos empecilhos para que Gentil consiga a nomeação para a ANEEL está no fato de que há um “pacote” de indicações para agências sob negociação no Senado, e o PSD, partido do ministro, não terá direito a indicar todas as vagas que pretende, segundo fontes.
Pietro na ANP
Uma outra vaga importante seria a diretoria-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). O atual ocupante do cargo, almirante Rodolfo Saboia, encerra seu mandato em 23 de dezembro.
Alexandre Silveira tem a intenção de indicar o secretário de Petróleo, Gás e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, Pietro Mendes, para a cadeira, disseram fontes.
Há ainda uma outra vaga na ANP: Claudio Jorge encerrou seu mandato em dezembro passado e Patrícia Baran está como diretora-substituta no cargo. Para essa cadeira, o PSD também teria um nome: Artur Watt, sobrinho do senador Otto Alencar (PSD-BA) e consultor jurídico na PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A.).
“Não há a menor possibilidade de o PSD indicar essas três vagas. União Brasil ou mesmo o PT também brigam por elas”, disse um articulador político.
Para uma fonte do Ministério de Minas e Energia, no entanto, é prerrogativa do governo federal indicar diretores de agências reguladoras e isso não “cai na conta do partido”.
Fonte e Imagem: Agência Infra.

// - Setor de eólicas negocia no Congresso medidas para conter crise de novos contratos

Ao JOTA, presidente da Abeeólica afirmou que regulamentação da MP da TUST e TUSD e aprovação de PLs podem reaquecer setor.
Em crise pela falta de novos contratos, empresas de produção de energia eólica negociam com governo e parlamentares respostas de curto prazo para reaquecer o setor. Ao JOTA, a presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, afirmou que entre as possíveis respostas para a crise estão a regulamentação da medida provisória que estendeu prazos de incentivos da TUST/TUSD e prevê redução da tarifa de energia, além da aprovação de projetos de leis, como o que regulamenta o mercado de carbono, o marco do hidrogênio verde e o marco das eólicas offshore.
"No curtíssimo prazo, a regulamentação da MP da TUST e da TUSD permite que imediatamente seja assinada uma série de contratos de projetos no Nordeste. Essa regulamentação é fundamental. Temos também que revisitar as condições de financiamento do BNDES, porque nós estamos falando de uma indústria nacional que gera emprego para brasileiros. Então, precisamos ter uma condição de financiamento melhor, que seja adequada a uma cadeia de produção nacional e isso pode ser feito rapidamente", diz.
Além disso, o setor discute a inclusão de baterias em um leilão de reserva de capacidade de energia, que permite que o setor apresente soluções de eólica com bateria. "Também estamos trabalhando na aprovação do PL da eólica offshore e do PL de hidrogênio, porque esses dois projetos vão impulsionar também investimentos novos na indústria e vão trazer uma expectativa muito favorável para o Brasil em termos de retomada de investimento", acrescenta.
A regulamentação do mercado de carbono, segundo Gannoum, também tem efeito prático no médio prazo e é relevante para a economia brasileira. O texto estabelece um limite de emissão de carbono para cada indústria. Aquela que ultrapassar seu teto poderá comprar cotas de quem não atingir o teto e colocar o excedente à venda. "O Brasil está seguindo, do ponto de vista teórico, uma trajetória muito adequada na medida em que apresenta uma política industrial, que é um plano de transformação ecológica. Agora, as coisas precisam sair do papel."
Crise de demanda
De acordo com Gannoum, o setor está passando por uma crise de novos contratos há cerca de três anos, com forte redução de contratos de novos parques e de demanda por energia nova. Os efeitos negativos, explica, são reflexo de uma economia nacional que não está crescendo e do impacto do avanço da energia fotovoltaica distribuída.
"A energia solar no Brasil cresceu em uma velocidade muito rápida e acabou ocupando também o espaço da energia eólica de grande porte. Além disso, nós não estamos sendo demandados para novos contratos, e são os novos contratos que sustentam a cadeia de produção, a infraestrutura de forma geral. No caso da energia eólica, o ciclo é de dois a três anos. Isso significa que se eu contrato hoje, em 2024, o pedido chega no chão de fábrica a partir de 2025, e em 2026, o chão de fábrica fica lotado. Então, fica empregando para produzir as turbinas eólicas até 2027. Esse ciclo de três anos é fundamental e ele se reativa a cada ano com novos contratos", diz.
Sem esse ciclo rodando, algumas empresas já começaram a deixar o país ou estudar outras alternativas. É o caso da Aeris Energy, fabricante de pás eólicas, que vai começar a fabricar nos Estados Unidos; da Acciona, que reduziu a produção, e da GE Renewable Energy, que interrompeu a venda de geradores de energia no Brasil.
"Tudo isso é consequência do desmantelamento da cadeia produtiva de energia eólica. Essa crise está resultando na redução de fabricantes de aerogeradores no Brasil, e essa redução de fabricação causa impacto na cadeia de componentes, que é a cadeia de fornecedores de um aerogerador de turbina eólica. São cerca de mil fornecedores, então tem o fornecedor da pá, do parafuso, da torre, da barra, de ancoragem, da engenharia. É uma indústria complexa, bem nacionalizada: 80% de uma turbina é fabricada no Brasil. É uma indústria que gera muito emprego e renda para o país e que se consolidou ao longo dos últimos dez, 15 anos", pontua.
Fonte e Imagem: Portal Jota.

// - Crise na indústria eólica brasileira impulsiona busca por mercado americano

Quase sem contratos há dois anos, fabricante local vê desmonte na cadeira de suprimentos e busca opções para continuar existindo.
A crise da indústria de energia eólica brasileira, que persiste desde meados de 2022, está fazendo com que os fabricantes nacionais de equipamentos comecem a olhar o mercado dos Estados Unidos como uma possibilidade de retomar os lucros.
Com dificuldades de fechar novos contratos nos últimos dois anos, o Brasil viu um desmonte em sua cadeia de suprimentos com empresas anunciando paralisação ou hibernação de suas linhas de produção, demissões e até a saída do mercado brasileiro.
Por outro lado, os benefícios oferecidos pelo Inflation Reduction Act (IRA), pacote verde do governo de Joe Biden que garante investimentos na agenda climática voltada a atrair recursos para energia limpa, têm chamado a atenção das companhias. O Valor noticiou com exclusividade que a multinacional catarinense WEG produzirá turbinas eólicas em território americano motivada pelo IRA.
O diretor superintendente da WEG Energia, João Paulo Gualberto da Silva, explicou que o IRA prevê cerca de US$ 370 bilhões de incentivo para transição energética ao longo de dez anos e créditos para quem fabricar os componentes localmente, como o hub [peça onde encaixa as pás] e a nacele [estrutura que abriga componentes do aerogerador], com abatimento de imposto de renda federal. A empresa atua agora no desenvolvimento da cadeia de fornecimento.
Já a fabricante de pás eólicas Aeris vem amargando momentos ruins no Brasil. Ela viu os papéis derreterem e precisou demitir 1.500 funcionários para adequar a produção. Em novembro de 2023, a empresa fez o follow-on e está trabalhando com bancos de fomento, BNDES e BNB, para melhorar o perfil da dívida.
Ao Valor, o diretor financeiro e de relações com investidores, José Azevedo, vê espaço para crescimento do setor eólico em terra (onshore) e crê que o Projeto de Lei da energia eólica em alto mar (offshore), que visa estabelecer um quadro regulatório para o setor, pode dar mais impulso ao setor. No entanto, no curto prazo, o executivo espera melhores resultados nos EUA.
“Estamos olhando um cenário favorável para exportações [para os EUA]. No ano de 2024 não devemos produzir para exportação, mas a gente acredita que teremos ordens para 2025”, prevê Azevedo.
Resta saber se a empresa será competitiva, já que os EUA oferecem uma série de subsídios aos fabricantes locais. O executivo garante que sim, já que o mercado americano tem mão de obra escassa. Além disso, o custo do operário é muito maior que no Brasil. “Mesmo com os subsídios americanos, a gente consegue competir”, frisa.
Do outro lado da fronteira, os americanos parecem estar dispostos a receber empresas brasileiras. Durante o Summit Brazil-USA, evento realizado pelo Valor, a embaixadora dos Estados Unidos no Brasil, Elizabeth Frawley Bagley, afirmou que o país está pronto para investir e cooperar com o Brasil em parcerias relacionadas à transição energética e energia verde, áreas, segundo ela, com grande potencial para aumentar as relações comerciais entre os dois países.
A diretora de políticas Brasil do GWEC, Roberta Cox, lembra que a cadeia produtiva de eólicas no Brasil teve uma trajetória de sucesso responsável por geração de empregos e renda para o Brasil, mas agora passa por dificuldades. Para ela, é preciso rever projetos de financiamento, aprovar o marco legal de eólicas em alto-mar (offshore), definir um planejamento para leilões de área, acelerar a legislação de hidrogênio verde e buscar a força política para a retomada da economia.
“Estamos vendo empresas brasileiras migrando para produzir em outros países, pois a sinalização é clara: haverá projetos de eólicas e não há cadeia de suprimentos suficiente. A indústria vai buscar uma forma de produzir e entregar, perde o Brasil se não segurar essa indústria em solo nacional, pois o mercado global está anunciado, mas precisamos de mercado interno para dar segurança e manter as indústrias gerando empregos aqui”, diz Cox.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Matriz elétrica brasileira cresce 4,1 GW nos quatro primeiros meses de 2024

A expansão da matriz elétrica brasileira superou 4,1 GW de janeiro a abril deste ano, em 127 usinas, sendo apenas no último mês o crescimento foi de 1,5 GW. Os dados foram divulgados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) nesta quinta-feira, 16 de maio.
Grande parte do avanço verificado em abril se deve à entrada em operação comercial de 20 usinas solares fotovoltaicas, que somam 733,74 MW, e de 20 usinas eólicas, 560 MW. Além das duas fontes, a matriz passou a contar com seis termelétricas a biomassa (208,51 MW) e uma CGH, de 3MW.
O Piauí foi o estado com maior expansão em abril, com 14 novas usinas em operação e uma ampliação de 400 MW, enquanto a Bahia ficou em segundo, com nove usinas e 225 MW. Já considerando os quatro primeiros meses do ano, as usinas foram instaladas em 14 estados nas cinco regiões do país, com destaques, em ordem decrescente, foram o Rio Grande do Norte, com quase 1,4 GW, a Bahia, com 673,5 MW, e Minas Gerais, com 650,54 MW.
Em 2 de maio, o Brasil somou 202.091,5 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, 84,48% das usinas são consideradas renováveis.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Fazenda defende cautela em incentivos para hidrogênio

Projeto de lei em discussão no Senado propõe até R$ 13,3 bi em créditos fiscais para compradores e produtores de hidrogênio de baixa emissão de carbono.
O diretor de Programa da Secretaria de Reformas Econômicas do Ministério da Fazenda, Gustavo Henrique Ferreira, defendeu cautela na concessão de incentivos, durante leitura do novo relatório do senador Otto Alencar (PSD/BA), do PL 2308/2023 (PL do Hidrogênio), nesta terça (14/5).
“Não podemos encarar o desenvolvimento da indústria do hidrogênio como uma corrida de cem metros rasos. Isso aqui é uma maratona. Essa indústria vai prevalecer pelos próximos, cinquenta, cem anos”, disse Ferreira.
O novo relatório, lido pelo Senador Cid Gomes (PT/CE), presidente da Comissão de Hidrogênio Verde no Senado, acata em grande parte as propostas enviadas pela equipe econômica.
Segundo a proposta, o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (PHBC), criado pela lei, poderá conceder até R$ 13,3 bilhões em crédito fiscal para compradores e produtores de hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados, de 2027 a 2030. Sendo limitados aos seguintes valores globais para cada ano-calendário:
R$ 1,7 bilhão em 2027
R$ 2,9 bilhões em 2028
R$ 4,2 bilhões em 2029
R$ 4,5 bilhões em 2030
Contudo, o texto condiciona a concessão de crédito à realização prévia de leilões de compra e venda de hidrogênio – nos moldes do modelo europeu –, o que, segundo o mercado, pode atrasar ainda mais o desenvolvimento de projetos no Brasil.
Indústria vê janela estreita para investimentos
Na avaliação de Luis Viga, presidente do conselho da Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV) e CEO da Fortescue no Brasil – que estuda um projeto de larga escala no Pecém (CE) –, o país já está perdendo empreendimentos para os Estados Unidos, que incentiva, com crédito fiscal, a produção do energético.
A Fortescue anunciou na semana passada a primeira decisão final de investimento (FID, em inglês) de uma instalação para produção de hidrogênio verde (eletrólise) no Arizona (EUA).
“Já estamos perdendo projetos para os Estados Unidos. Tem empresas sentadas hoje aqui que estão tomando decisão de investimento nos Estados Unidos porque tem regras claras e objetivas de incentivos. A Europa está perdendo”, afirmou o executivo, durante audiência no Senado.
“É sim uma competição global. É sim uma corrida para trazer esses investimentos aqui para o Brasil”, completou, em alusão à metáfora do diretor da Fazenda.
Elbia Gannoum, presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias (Abeeólica), também defendeu agilidade na definição de políticas para o setor, o que também impacta os projetos eólicos.
“Precisamos de agilidade. Estamos vendo a cadeia de produção da eólica que está fechando, indo embora. Algumas fabricantes deixando de produzir no Brasil, indo para os Estados Unidos”.
“Temos uma emergência de fazer essa política industrial pautada no hidrogênio. E é muito importante que a gente traga exemplos de sucesso do presente”, pontuou a executiva.
Ainda segundo o novo relatório, o Poder Executivo definirá o montante de créditos fiscais que poderão ser concedidos, devendo estar incluído no projeto de lei orçamentária anual encaminhado ao Congresso Nacional.
Nordeste em defesa de subsídios
Pouco antes da audiência de terça (14/5), Governo do Ceará e a iniciativa Nordeste Forte – que reúne as Federações das Indústrias de Alagoas, Bahia, Ceará, Maranhão, Paraíba, Pernambuco, Rio Grande do Norte, Sergipe e Piauí – aderiram a uma carta de apoio ao relatório que havia sido publicado por Otto Alencar no final de abril.
Eles se juntaram às associações brasileiras que representam os setores eólico e solar (Abeeólica e Absolar) e a indústria de hidrogênio verde – feito a partir de eletrólise com energia renovável – (ABIHV e ABAHV), em apoio a emendas que previam isenção de impostos de energia elétrica voltada para produtores de H2V, além da criação de um novo tipo de leilão de energia, para destinar o excedente das usinas renováveis à produção do combustível.
Na segunda (13/5), governadores e representantes dos estados do Nordeste participaram de agendas com investidores durante o World Hydrogen 2024, em Roterdã, Holanda, mirando o desenvolvimento de projetos de hidrogênio verde, onde também demonstraram apoio ao relatório de abril.
O evento contou com a presença da governadora do Rio Grande do Norte e presidenta do Consórcio Nordeste, Fátima Bezerra, e dos governadores Paulo Dantas (AL), Jerônimo Rodrigues (BA), Rafael Fonteles (PI), Fábio Mitidieri (SE) e do vice-governador do Maranhão, Felipe Camarão.
Além de Roseane Medeiros, secretária de Relações Internacionais do Ceará, Fernando Hollanda, secretário-chefe da Assessoria Especial da Governadora Raquel Lyra e Relações Internacionais de Pernambuco e do superintendente da Sudene, Danilo Cabral.
As delegações seguem para Bruxelas (Belgica) e Berlim (Alemanha), onde se reúnem com integrantes da Comissão da União Europeia, incluindo vice-presidente-executivo e responsável pelo Pacto Verde Europeu, Maroš Šef?ovi?, para debater a relevância do Nordeste no incentivo à produção de hidrogênio verde.
Fonte e Imagem: epbr.

// - Aneel aprova edital e marca novo leilão de transmissão para setembro

O 2º certame de 2024 vai contratar R$ 3,76 bilhões em 850 km de novas linhas voltadas para reforçar o atendimento elétrico em 7 Estados.
A diretoria da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) aprovou nesta 4ª feira (15.mai.2024) o edital prévio do 2º leilão de transmissão de energia de 2024. O documento ainda passará por análise do TCU (Tribunal de Contas da União). A disputa foi marcada para 27 de setembro, na B3 (Bolsa de Valores de São Paulo).
Trata-se do 4º leilão a ser realizado no atual governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) –foram duas licitações em 2023 e uma em março de 2024. Na disputa atual, a expectativa é contratar R$ 3,76 bilhões em investimentos para a construção de 850 km de novas linhas e 1.600 MVA em capacidade de transformação.
O edital prévio aprovado também inclui a relicitação para continuidade da prestação de serviço público de 162,9 km de linhas de transmissão existentes e subestações com 300 MVA em transformação. A Aneel estima que os projetos viabilizem a criação de 8.060 empregos.
Serão ofertados 4 lotes, sendo que o 1º poderá ter propostas separadas em 2 sublotes. Ao contrário dos 3 últimos leilões, que tinham como objetivo expandir a rede básica do Nordeste para possibilitar o escoamento das novas usinas renováveis planejadas, o novo certame visa a reforçar as ligações existentes.
Os empreendimentos foram planejados para reforçar o sistema elétrico e garantir o atendimento de distribuidoras nos Estados de Santa Catarina, Paraná, Minas Gerais, Espírito Santo, Rio Grande do Sul, Bahia e São Paulo.
O investimento em novas linhas será bancado por todos os consumidores de energia –mesmo os que não se beneficiem dessas novas estruturas– por meio de aumento nas contas de luz. As empresas vencedoras terão até 60 meses para colocar os projetos de pé e ganharão uma concessão de 30 anos para operar as estruturas, sendo remuneradas por meio das tarifas de energia.
O edital prévio estabelece que a RAP (Receita Anual Permitida) máxima para as vencedoras do leilão será de R$ 618 milhões, somando todos os projetos. Esse valor deve cair, visto que o critério para definir os ganhadores é o deságio. Isso significa que vencerá a empresa que oferecer maior desconto sobre a RAP máxima definida para cada contrato.
As vencedoras 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. A expectativa é que os contratos sejam assinados até o final de dezembro, viabilizando o início das obras em 2025.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Governo avalia Medida Provisória destinando R$ 1,2 bi de Itaipu para o Rio Grande do Sul

Está sob análise no governo federal a publicação de uma MP (Medida Provisória) determinando que os recursos da Conta Itaipu sejam destinados para aliviar os consumidores de energia do Rio Grande do Sul, atingido por fortes chuvas desde o início de maio.
Uma minuta de MP está em andamento e, segundo fontes, destinaria R$ 1,2 bilhão para descontos nas tarifas das distribuidoras de energia do estado. Desse total, R$ 399 milhões seriam do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu em 2023 e R$ 840 milhões viriam do total devolvido pelas distribuidoras, referentes aos diferimentos dos repasses tarifários, com base nos saldos da Conta de Itaipu de 2020 e de 2021.
Projeto de lei
Na semana passada, o deputado federal Danilo Forte (União-CE) apresentou um projeto de lei semelhante, destinando dinheiro da Conta de Itaipu para os atingidos pela enchente no Sul.
“Excepcionalmente no exercício de 2024, parcela do resultado da comercialização de energia de Itaipu que cabe ao Brasil será destinada para ações de enfrentamento da calamidade pública no estado do Rio Grande do Sul e suas consequências sociais e econômicas, conforme indicação do Poder Executivo”, diz o texto do PL 1.639/2024.
Diferença ao Paraguai
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, também anunciou que recursos de Itaipu seriam destinados para o Paraguai, no sentido de manter a tarifa de Itaipu inalterada para os consumidores brasileiros até 2026.
Segundo o ministro, o Cuse (Custo Unitário dos Serviços de Eletricidade) de Itaipu seria mantido em US$ 16,71 para o lado brasileiro, mas o valor pago ao Paraguai seria de US$ 19,28 o kWh até 2026.
Não haveria impacto sobre o preço da energia elétrica cobrado no Brasil porque a parte brasileira da usina colocaria US$ 900 milhões (US$ 300 milhões por ano, em 2024, 2025 e 2026) para compensar o reajuste, de acordo com Silveira. Esse dinheiro viria do plano de investimentos da empresa.
Fonte e Imagem: Agencia Infra.

// - Aneel regulamenta prorrogação de prazo da MP1212

Norma estabelece procedimentos para adesão de empreendimentos renováveis.
A Agência Nacional de Energia Elétrica regulamentou a prorrogação em mais 36 meses do prazo de conclusão de empreendimentos renováveis prevista na Medida Provisória 1212. A norma estabelece os procedimentos para a adesão de proprietários de projetos eólicos e solares da chamada “corrida do ouro”, que deverá ser solicitada pelos interessados até 10 de junho e formalizada em ate 45 dias, a partir do protocolo na agência reguladora.
A MP publicada em 10 de abril condiciona a ampliação do prazo ao aporte de garantias de fiel cumprimento no valor de 5% do investimento em até 90 dias, com início das obras do empreendimento em até 18 meses contados da data de emissão da medida. AAneel estabeleceu que a comprovação do aporte de garantia deverá ser feita até 9 de julho.
A extensão por três anos do prazo de 48 meses estabelecido na lei 14.120 amplia, na prática, o tempo para que esses empreendedores garantam o acesso aos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição (Tust e Tusd). A possibilidade de prorrogação está restrita aos projetos cujo requerimento de outorga tenha sido apresentado à Aneel até 2 de março de 2022, desde que atendam o regulamento vigente.
O empreendedor poderá aportar caução em dinheiro ou em títulos da dívida pública, fiança bancária e seguro – garantia. Essa garantia vai vigorar por até seis meses após a entrada em operação comercial da última unidade geradora do empreendimento.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Mudanças climáticas devem impactar todos os segmentos do setor elétrico, diz EPE

As mudanças climáticas terão repercussões sobre todas as fontes de geração elétrica, além de impactos sobre as redes de distribuição e alterar o perfil do consumo, conclui levantamento da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
As perspectivas são de aumento na temperatura média em todo o país, com maior intensidade e frequência de extremos de temperaturas e de ondas de calor. Assim, a carga deve aumentar em função de maior demanda para refrigeração e climatização. Deve haver mais chuvas na porção sul do país, a partir do sul de Minas Gerais, Mato Grosso e Espírito Santo. Na região Norte, Nordeste e norte de Minas Gerais a média de chuvas deve cair. Em todo o país, chuvas fortes e alagamentos devem ser mais frequentes, com destaque para a porção sul do país e Amazônia. Com a mudança de padrões pluviométricos, a geração hídrica deve ser impactada. As chuvas fortes também podem causar alagamentos, que podem prejudicar as estruturas das usinas.
Na geração eólica e solar, deve haver aumento na velocidade média dos ventos nas porções Norte, Centro-Oeste e Nordeste do país. Estas áreas também tendem a ter mais radiação solar.
Até mesmo a geração térmica deve ser impactada, já que temperaturas mais altas do ar e da água reduzem a eficiência e a capacidade das plantas. Para usinas movidas a biomassa, é possível que a mudança nos padrões climáticos prejudique os recursos bioenergéticos.
O aumento na temperatura, rajadas de ventos e precipitações, além de queimadas e quedas de árvores representam riscos às estruturas de transmissão de energia.
Também são esperadas reduções na eficiência dos equipamentos de geração e transmissão, além de impactos sobre a infraestrutura de fornecimento de toda a cadeia.
Resiliência
Apesar dos riscos, a EPE aponta vantagens do sistema brasileiro para a resiliência do setor. Pelas interconexões, o Sistema Interligado Nacional (SIN) possibilita a compensação dos efeitos da mudança climática e mais adaptação. A pluralidade de fontes de geração também oferece complementaridade, que possibilita a compensação entre as fontes em períodos de sazonalidade de cada uma.
O despacho centralizado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) é outra vantagem, assim como o sistema de transmissão “robusto e ramificado”, com alta confiabilidade. A EPE também considera que há reserva de recursos para geração de energia, que pode atender a carga em momentos de “eventos conjunturais extremos”.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - CMA debate compensação financeira pela exploração de hidreletricidade

A Comissão de Meio Ambiente (CMA) realiza nesta quinta-feira (16), às 9h, audiência pública interativa sobre o projeto de lei que trata da compensação financeira à União, estados e municípios pela exploração de energia elétrica de origem hídrica.
O PL 2.918/2021 prevê uma compensação com um novo método de cálculo, baseado na receita bruta total em vez da energia gerada no mês. Dessa forma, 6,25% seriam distribuídos entre órgãos administrativos da União, além de estados e municípios com instalações produtoras de eletricidade ou áreas inundadas por barragens. E mais 0,75% para o gerenciamento de recursos hídricos no Ministério do Meio Ambiente. As geradoras continuariam a excluir tributos e empréstimos da compensação, de acordo com o projeto apresentado pelo senador Luis Carlos Heinze (PP-RS).
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) já é paga mensalmente aos estados e municípios que tiveram áreas alagadas pelos reservatórios após a instalação de usinas hidrelétricas em seus territórios. Segundo Heinze, os valores arrecadados têm diminuído a cada ano por conta do que ele chama de “intervenções indevidas” na base de cálculo, gerando uma defasagem a partir de 1995.
O texto é relatado pelo senador Nelsinho Trad (PSD-MS), autor do requerimento da audiência pública, a segunda a ser realizada para discutir a proposição. O primeiro debate sobre o tema ocorreu em abril e contou com representantes da Agência Nacional de Águas (ANA), Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI), Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e Associação dos Municípios Sede de Usinas Hidrelétricas e Reservatórios (AMUSUH).
Convidados
Esta segunda audiência pública contará com a participação, já confirmada, da presidente da Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais Geradoras Hidrelétricas (Abrapch), e representante do Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase), Alessandra Torres de Carvalho; do diretor de Assuntos Socioambientais do Instituto Acende Brasil, Alexandre Uhlig; do secretário-executivo do Observatório da Governança das Águas, Angelo Lima; e da representante do Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (Fmase), Camilla Fernandes.
Também confirmaram presença no debate a diretora do Departamento de Revitalização de Bacias Hidrográficas, Acesso à Água e Uso Múltiplo dos Recursos Hídricos do Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima, Iara Bueno Giacomini; da diretora de Políticas Públicas da Fundação SOS Mata Atlântica, Malu Ribeiro; do coordenador-geral do Fórum Nacional de Comitês de Bacias Hidrográficas (FNCBH), Mauricio Scalon; e do coordenador de Sustentabilidade da Confederação da Agricultura e Pecuária do Brasil (CNA), Nelson Ananias Filho.
A comissão ainda aguarda confirmação do convite encaminhado ao ex-superintendente de Infraestrutura Hídrica da Secretaria de Infraestrutura Hídrica e Saneamento da Bahia (Sihs-BA), Flávio Henrique Magalhães Lima.
Fonte e Imagem: Agência Senado.

// - Setor eólico fecha as portas no Brasil, demite milhares e não vê retomada imediata

Empresas precisaram suspender fabricação por falta de demanda; fenômeno já era previsto pelo governo.
Em Jacobina, cidade no norte da Bahia, Adilson Jordão, 33, agora trabalha como entregador de produtos da chinesa Shopee. Foi a forma que ele encontrou de arcar com as despesas após ser demitido no ano passado da Torres Eólicas do Nordeste, joint venture entre a brasileira Andrade Gutierrez e a americana GE.
A TEN demitiu, em junho de 2023, 500 funcionários por falta de demanda. Adilson foi um deles: atuou como operador de máquinas da empresa por dois anos, onde recebia por mês R$ 4.400 com horas extras –hoje, como entregador, ganha R$ 1.500, sem benefícios trabalhistas.
"Quando me demitiram, eles falaram que estavam em busca de novos projetos para o ano seguinte (2024), mas ninguém tem previsão de nada mais. Já estamos quase chegando no meio do ano e até agora ninguém sabe", afirma. Segundo funcionários, a empresa mantém hoje 50 empregados. Procurada, a TEN não quis comentar.
A situação dele e dos outros 500 colegas não é isolada. As indústrias eólicas vivem seu pior momento em décadas no país. A brasileira Aeris Energy, produtora de pás eólicas, por exemplo, demitiu nas últimas semanas mais de 1.500 funcionários que trabalhavam em Pecém, no Ceará, também por falta de demanda.
A empresa anunciou, em março, o fim do contrato com a europeia Siemens Gamesa e que, com isso, iria readequar suas linhas de produção. A Siemens Gamesa, aliás, suspendeu suas operações no início do ano passado em Camaçari, na Bahia. A GE, em 2022, seguiu o mesmo caminho.
De modo geral, a indústria eólica se queixa que o sufoco hoje vivido tem a ver com o excesso de energia no mercado interno, que inibe a construção de novos parques eólicos. A sobreoferta estaria sendo puxada pela instalação desenfreada de GD, a geração distribuída por placas solares, que é feita pelos próprios consumidores e empresas, sem planejamento ou monitoramento dos órgãos públicos.
O setor eólico nasceu no Brasil impulsionado por leilões públicos organizados pelo MME (Ministério de Minas e Energia) e pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica). Depois, se beneficiou com o aumento da busca por energia renovável no mercado livre. Os problemas começaram a partir de 2022, quando o preço de referência da energia elétrica, chamado de PLD, despencou.
"Quando a gente vendia no mercado regulado, o preço era resultante do leilão com contrato de 20 anos. Então, aquilo gerava pedido no chão de fábrica e era uma demanda estruturada. Já o mercado livre, quando percebe que o PLD está muito baixo, também nota sobra de energia no curto prazo e, em vez de fazer contrato de dez anos, fica comprando energia no curto prazo", diz Elbia Gannoum, presidente da ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica).
"Na metade de 2022 ninguém vendeu contrato e em 2023 e 2024 [os contratos] não estão chegando", acrescenta. O fenômeno é tratado pelo setor como desindustrialização acelerada e precoce.
O problema já entrou até no radar do governo, que sinaliza preocupação em preservar o ambiente de negócios para esse segmento da indústria.
"O setor é estratégico para o Brasil, e temos consciência de que está passando por uma crise de demanda. Temos sobra de energia, e não há encomenda de novos projetos", afirmou à Folha Rodrigo Rollemberg, secretário de Economia Verde, Descarbonização e Bioindústria do Mdic (Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços).
Segundo Rollemberg, já está claro que é importante estimular negócios para retomar os pedidos.
"Estamos trabalhando pela regulamentação das eólicas offshore, que vão precisar de equipamentos diretamente, e do hidrogênio verde, que fomenta o uso de energia renovável, mas também atuando pela instalação de data centers, que são grandes consumidores de energia e vão buscar cada vez mais energia limpa", afirmou o secretário.
A primeira iniciativa da pasta foi chamar o setor para, em conjunto, avaliar o que pode ser feito em termos de políticas públicas para reverter o atual cenário. O governo está criando um grupo de trabalho para tratar do tema que vai incluir representantes do Mdic, do MME e da ABEEólica. A primeira reunião será na próxima sexta (17).
O setor já tem um pedido. Reivindica uma espécie de "Mover eólico", em referência ao plano criado para as montadoras de veículos. A base desse projeto poderia vir do Nova Indústria.
Em certa medida, técnicos do governo federal já previam isso. Desde 2019, o Plano Decenal de Expansão de Energia, elaborado pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética), prevê queda do tamanho da capacidade instalada de energia eólica no final desta década e início da próxima.
O relatório que projeta os números de 2029, por exemplo, apontou que a capacidade instalada desse tipo de energia seria de 40 GW. O de 2030, 32 GW, e o de 2031 30,25 GW. O de 2032, publicado no ano passado, junta os números de solar e eólica, o que torna impossível a análise.
Ainda assim, o documento mais recente aponta que em 2032 o país terá 39,2 GW de energias solar e eólica instaladas e contratadas no SIN (Sistema Interligado Nacional), o que sinaliza provável queda acentuada da eólica. Em comparação, a soma de solar e eólica no PDE 2031 é de 41,25 GW –sem considerar geração distribuída e autoprodução, que registram altas enormes.
Segundo a BNEF, organização de pesquisas sobre transição energética da Bloomberg, o Brasil atingiu em 2023 o recorde de acréscimo de capacidade instalada de energia eólica, totalizando 4,98 GW (gigawatts). Nos próximos quatros anos, porém, a tendência é ladeira abaixo, chegando a apenas 1,4 GW adicionados em 2027.
James Ellis, chefe de pesquisa da BNEF na América Latina, afirma que a regulamentação das eólicas offshores, por exemplo, é bem-vinda nesse cenário, mas alerta que não terá efeito no curto prazo, o que demandaria a análise de outras outra estratégias para preservar o setor. "Quando falamos de projetos offshore, é um mínimo de oito anos para colocar isso em ação. Então, não estamos falando de 2027, mas de 2037, 2040."
De acordo com a BNEF, a dinamarquesa Vestas foi a empresa que mais entregou aerogeradores no Brasil em 2023 (2,2 GW), mais de 40% do total instalado no país. A empresa, porém, não está nem um pouco satisfeita com o atual momento do setor.
Leonardo Euler, vice-presidente de assuntos governamentais e regulatórios da Vestas na América Latina, aponta para subsídios e vantagens comerciais dadas a instaladores de placas solares da GD como principal motivo dessa desindustrialização. O segmento tem sido inclusive mais beneficiado, apesar de gerar menos retorno para a indústria local.
"Quando você olha projetos financiados pelo BNDES, o custo do capital para projetos eólicos com conteúdo local é o mesmo para projetos solares, onde praticamente 100% dos componentes são importados. Então há assimetrias, tanto do ponto de vista regulatório no caso da GD quanto na questão do custo de capital", diz.
Segundo a ABEEólica, 80% das peças de um aerogerador instalado no Brasil são feitas dentro do país, no entanto, outro fator que prejudicou a indústria brasileira, segundo o executivo, foi a redução no preço de produtos da China. Aerogeradores com potência acima de 3.300 kVA (quilovolt-amperes) podiam ser comprados no exterior com tarifa zero de imposto de importação.
"Lá no Sul, por exemplo, a gente está desenvolvendo um projeto e [chegamos à conclusão] de que faz mais sentido a gente trazer nossa máquina de fora, pagando o imposto de importação da China, do que trazer do Ceará", afirma Euler. Ele, porém, descarta a saída da Vestas do país, ainda que a empresa "não desconheça as dificuldades de se manter no Brasil."
Nesse ponto, o governo já atendeu o setor e determinou que a partir de 2025 os importadores de turbinas precisarão pagar 11,2% de taxa.
Enquanto não vem uma solução imediata, se as estrangeiras estão indo embora, às empresas brasileiras resta o mercado internacional. À Folha, a Aeris disse acreditar que exportação deve representar cerca de 40% da receita da empresa até 2025, com negócios nos EUA, Chile, México e Argentina.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

// - Leilões de energia existente podem equalizar diferenças tarifárias entre mercado livre e regulado.

Os leilões de energia existente podem ajudar as distribuidoras a comprarem energia ao mesmo preço do vendido no ambiente de contratação livre (ACL), de formar a equalizar as diferenças tarifárias entre a modalidade e o ambiente de contratação regulado (ACR), segundo Cesar Pereira, gerente executivo de Regulação e Capacitação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que participou de evento da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) sobre mercado livre de energia.
Segundo o especialista, os certames podem substituir os leilões de energia nova, já que o mercado livre tem demonstrado potencial de cumprir a expansão da oferta de energia para o atendimento do crescimento da demanda, que é o objetivo dos leilões para contratação de energia nova.
“No cenário atual, o mercado livre já criou formas de financiar essa expansão. Não precisamos mais dos leilões de energia nova. Então, os leilões de energia existente podem fazer com que distribuidoras acessem uma energia ao mesmo preço que o mercado livre, criando uma trajetória de equalização entre os ambientes”, disse Pereira, destacando que alguns ajustes relacionados a receitas irrecuperáveis das distribuidoras podem sofrer alterações, mas sem “grandes mudanças legislativas”.
As regras atuais determinam que as distribuidoras devem recorrer aos leilões de energia nova para atender o crescimento do consumo, enquanto os leilões de energia existente negociam apenas produtos de curto prazo e são conhecidos como leilões “de ajuste”, para que as concessionárias comprem apenas a energia suficiente para mitigar riscos e garantir atendimento total nos próximos dois anos.
O especialista da CCEE afirmou ainda que a demanda por energia pelas distribuidoras deve crescer em meados de 2026, quando a maioria dos contratos vigentes estão perto do fim. Com esse cenário, seria possível iniciar a abertura do mercado livre de energia para todos os consumidores brasileiros de forma gradativa, a fim de evitar uma sobrecontratação de energia.
“Os nossos estudos mostram é que quando os contratos terminarem teremos mais espaço para abrir [o ACL], e isso deve ocorrer a partir de 2026. Além disso, temos a renegociação do Anexo C de Itaipu, que pode fazer com que o Paraguai venda a sua sobra de energia no mercado a partir de 2027, deixando de ser uma cota para as distribuidoras. A sobrecontratação não será um problema e as distribuidoras vão continuar tendo que comprar”, disse.
Sobre a necessidade de segurança de suprimento do sistema, Pereira afirma que os leilões de reserva de capacidade podem cumprir esse papel. Porém, a modalidade ainda demanda um aprimoramento para ficar próxima dos mecanismos usados por outros países.
Segundo Pereira, a CCEE não tem visto “grandes” problemas operacionais entre a figura do varejista e as distribuidoras nas 7.150 migrações que ocorreram de janeiro e abril deste ano. Até o final de 2024, a expectativa da entidade é que o número de migrações ultrapasse 20 mil, número abaixo do projetado pela Agência Nacional de Energia Elétrica, de 27 mil Sobre a segunda fase da consulta pública 28/2023, que trata da alteração das Regras e Procedimentos de Comercialização diante da regulamentação do comercializador varejista, aberta até 7 de junho, o gerente destacou que a ideia da CCEE é simplificar a abertura do mercado para torná-lo mais acessível e simples, através, por exemplo, da consolidação da operação de migração na figura do varejista e pelo uso dos atuais medidores.
“Se a medição funciona no cativo, tem que funcionar para o livre também. Nós também queremos agregar, debaixo da figura do comercializador varejista, toda a operação. Hoje a gente representa o mercado individual de cada unidade consumidora, mas isso não está fazendo sentido. Quando falamos da possibilidade da migração de quase 90 milhões de consumidores da baixa tensão, o varejista pode ser uma figura de agregação dessa operação”, falou Pereira.
Por outro lado, a CCEE pode se tornar uma “facilitadora” do mercado, atuando como um “ambiente em nuvem”, em as distribuidoras podem coletar os dados de mediação e compartilhar com os varejistas.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Eólica offshore impulsiona o futuro energético do país

Energia dos ventos pode elevar em 3,6 vezes a capacidade total de geração brasileira nos próximos anos.
A produção de energia pela força dos ventos continua em alta no Brasil e está prevista nova escalada de investimentos nas próximas décadas. A aposta é na entrada da geração eólica offshore ou captada com aerogeradores instalados no mar, atividade que ainda depende de regulamentação federal.
Segundo especialistas no setor, o interesse de investidores pelo modelo de captação inédito no país é grande: pelo menos 92 projetos já solicitaram pedidos de licenciamento ambiental, de olho na abertura do mercado.
Um estudo da Confederação Nacional da Indústria (CNI) indica que a produção de energia eólica offshore pode fazer o Brasil aumentar em 3,6 vezes a capacidade total de geração nos próximos anos, alcançando o patamar de 700 gigawatts (GW) – e ainda turbinar a descarbonização da economia, com mais uma opção de energia limpa.
De acordo com a Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), a energia dos ventos no país (no modelo tradicional ou onshore, em terra firme) tem capacidade instalada de 31 GW e representa 14,5% da matriz elétrica nacional, ficando atrás apenas das hidrelétricas (70%). “São mais de mil parques eólicos em 12 Estados”, diz Elbia Gannoum, presidente-executiva da entidade, que afirma que os recursos continuam em curva crescente.
Entre 2022 e 2023, a capacidade instalada registrou um aumento de 18,7%, relata Gannoum, e abasteceu 47,5 milhões de residências. “Alcançamos um recorde no ano passado, com a instalação de 4,8 GW de capacidade”, destaca. “E projetamos implementar mais 4 GW, até o final de 2024.” Na visão da especialista, para o setor produzir ainda mais energia, é necessário criar uma “política industrial verde” e ampliar as redes de transmissão. A eólica offshore também está no centro do debate para acelerar a transição energética para fontes de energia limpa, explica.
“Assim como o hidrogênio verde, a eólica offshore será uma nova etapa da indústria de renováveis”, afirma. “Essas duas tecnologias são protagonistas na ‘neoindustrialização’ do país. Mas é necessário dar celeridade às discussões que envolvem a aprovação do marco regulatório.” Segundo Gannoum, se a regulamentação for consolidada em 2024, a expectativa é inaugurar os primeiros parques offshore em 2030 ou 2031.
Aprovado pela Câmara dos Deputados, o Projeto de Lei 11.247/18, que normatiza a produção eólica offshore, foi encaminhado ao Senado no fim do ano passado. O texto é considerado pelo governo federal como uma das prioridades para 2024. Depois que o Congresso aprovar o PL, a etapa posterior deve ser a realização de leilões de cessão do uso do mar, considerado bem da União.
De acordo com a ABEEólica, o Brasil tem 1.500 GW de potencial em eólicas onshore e offshore. A criação de uma legislação específica para o novo segmento, segundo analistas, pode facilitar a atração de aportes via Banco Nacional de Desenvolvimento e Econômico e Social (BNDES).
Há bastante interesse de investidores e do governo na exploração do offshore, diz a presidente da ABEEólica. Para o Brasil, a tecnologia é estratégica para diversificar a matriz elétrica, pontua. “Será possível abrir uma janela de oportunidades de desenvolvimento socioeconômico e na criação de empregos.”
Da parte das empresas investidoras, é uma chance de explorar um potencial de 700 GW, estimativa da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em áreas marinhas com profundidade de até 50 metros. “Um GW de eólica offshore pode representar de US$2,5 bilhões a US$ 5,4 bilhões de investimentos”, complementa Gannoum.
A dirigente da ABEEólica lembra que a geração de eólica offshore é mais cara do que a tradicional. Baseada em estudos, ela avalia que o custo estimado de projetos no Brasil alcançaria patamares de aproximadamente R$ 332,76 por megawatt-hora (MWh), ante R$ 250 por MWh, média registrada em outros modelos de captação. “Mas o custo tem caído nos últimos cinco anos, como ocorreu com as eólicas onshore e os painéis solares.”
Dados do Global Wind Energy Council (GWEC), ou Conselho Global de Energia Eólica, apontam que a tecnologia terá um declínio de custo de energia (LCOE, na sigla em inglês) de 35% a 49%, nos próximos dez anos. “Essa queda é associada ao avanço tecnológico do setor e à existência de um marco legal”, informa o GWEC.
Enquanto isso, as produtoras onshore e do nicho de óleo e gás se preparam para a ampliação do mercado, relata a entidade: montam equipes, submetem projetos para licenciamento ambiental no Ibama [Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis] e agora dependem da legislação para garantir um fluxo de investimentos.
Lucas Araripe, diretor-executivo da Casa dos Ventos, empresa referência no campo das renováveis com um portfólio de 3,3 GW em operação e construção, não descarta o avanço no mar. “Estamos sempre avaliando negócios”, afirma. “Mas, no momento, ainda há um potencial grande de ventos onshore para serem aproveitados, com menor custo de geração e maior competitividade.”
Araripe diz que a geração de energia eólica em alto-mar traz desafios logísticos e custos maiores de instalação e operação. A estimativa é de uma produção três vezes mais cara do que em terra firme, compara.
A Casa dos Ventos tem uma agenda de projetos em desenvolvimento de 30 GW de capacidade, nas fontes eólica e solar. Os eólicos estão em dez Estados, como Bahia e Rio Grande do Norte.
“O plano é realizar investimentos de mais de R$ 12 bilhões, até o final de 2026”, diz Araripe. O montante será direcionado para a expansão da eólica e solar e no desenvolvimento dos primeiros projetos de hidrogênio verde. No ano passado, a Casa dos Ventos ganhou reforço na operação, com a entrada da multinacional francesa TotalEnergies como sócia.
Segundo Sergio Fonseca, diretor de desenvolvimento de negócios da CTG Brasil – parte da China Three Gorges Corporation, considerada uma das maiores investidoras globais em geração de energia eólica offshore, com cerca de 5 GW instalados na China e na Europa –, o grupo tem interesse na evolução da eólica nos oceanos como uma fonte adicional e complementar aos contratos em curso. “Mas o desenvolvimento da eólica offshore requer regras específicas para a outorga de áreas e uma política governamental que promova o arranque da indústria e da infraestrutura portuária adequada”, pontua o executivo.
Fonseca revela que a CTG Brasil já está trabalhando em um estudo sobre a viabilidade de projetos. “O objetivo é identificar os ‘estrangulamentos’ fabris, como a cadeia de abastecimento, e os desafios de infraestrutura, com portos e redes de transmissão”, afirma. “Esperamos que a offshore seja competitiva em relação à solar e à eólica em terra firme depois de 2030.” A empresa mantém investimentos em 17 usinas hidrelétricas e onze parques eólicos no país, com capacidade instalada de 8,3GW.
Raul Gil Boronat, CEO na América Latina da Prysmian, de cabos submarinos, já acompanhou de perto projetos de eólicas offshore na Europa e diz que o Brasil tem condições de tornar o “preço” da nova atividade “muito competitivo”, em relação aos praticados em outros países.
“Temos um litoral extenso, muito vento e costas com baixas profundidades, principalmente no Nordeste”, assinala. “Estudos da EPE estimam potencial de gerar uma capacidade três vezes maior que toda a atual capacidade energética brasileira”, diz. Entretanto, o desafio não acaba na instalação dos projetos, pontua. “Seja na energia eólica ou solar, a grande dificuldade do momento é expandir a interligação entre os polos geradores de energia, sobretudo no Nordeste, e os grandes centros consumidores do país”, avalia.
Rodrigo Mello, diretor do Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial do Rio Grande do Norte (Senai-RN) e do Instituto Senai de Inovação em Energias Renováveis (ISI-ER), diz que as duas entidades estão envolvidas em um levantamento sobre o potencial eólico do litoral brasileiro, por conta da expectativa de negócios.
“Os primeiros dados do estudo trazem uma perspectiva de bons recursos eólicos, a partir do Piauí, em direção a regiões mais ao norte, até o Amapá”, explica. Os resultados da pesquisa devem ser divulgados na 30a Conferência da ONU sobre Mudanças Climáticas (COP30), em novembro de 2025, em Belém (PA).
Até lá, a expectativa em relação ao início dos projetos sobre as ondas ganha tração. Dados do Ibama indicam que o órgão já recebeu pedidos de licenciamento ambiental para 92 empreendimentos de captação de energia eólica no mar. “O conjunto totaliza quase 220 GW em capacidade instalada ou o equivalente a 15 usinas de Itaipu”, diz o pesquisador Renato Machado Monaro, professor do departamento de engenharia de energia e automação elétricas da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (USP).
“O Nordeste é a região líder em número de projetos, com 47, antes do Sul, com 27”, diz Monaro, que analisou os números do Ibama. “Os principais interessados são multinacionais de energia eólica e do setor de óleo e gás, como a Petrobras.”
A companhia brasileira anunciou em março que planeja sete projetos, com potencial para a geração de até 30 GW, em parceria com a norueguesa Equinor. Os investimentos serão feitos no litoral de Estados como o Rio de Janeiro, Espírito Santo, Piauí e Ceará.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Hora de renovar o modelo do setor elétrico

Posição do Brasil para a produção de energia limpa é favorável, mas frutos só virão após ampla revisão.
Com uma matriz elétrica em que as fontes limpas respondem por mais de 80% (frente à média mundial de 29%), abundância de recursos hídricos, sol e vento e a capacidade de gerar energia elétrica 24 horas durante sete dias da semana com fontes limpas, o que pode destravar investimentos em hidrogênio verde, a descarbonização de países desenvolvidos e emergentes poderá passar pelo Brasil, que em 2025 sediará a COP30 em Belém (PA).
O Brasil foi o terceiro país no mundo que mais atraiu investimentos em energias renováveis em 2023, totalizando mais de US$ 25 bilhões, segundo dados da BloombergNEF (BNEF), atrás apenas da China e dos Estados Unidos. Considerando todos os segmentos da transição energética e tecnologias de baixo carbono, o investimento no país totalizou US$ 34,8 bilhões, atrás de China, Estados Unidos, Alemanha, Reino Unido e França.
O momento cria oportunidades, desafios e dilemas que envolvem da governança setorial à estratégia de inserção internacional sob o novo contexto geopolítico, que combina políticas industriais em países desenvolvidos e uma nova ordem mundial. Isso coincide com o fato de o Brasil chegar até o fim dessa década entre os cinco maiores produtores de petróleo do mundo, sendo que parte do óleo extraído no pré-sal é associado ao gás.
No pano de fundo, as mudanças climáticas impõem reflexões sobre operação, planejamento e contratação e tornam urgentes a mudança do modelo do setor elétrico. “O Brasil pode fazer muito pelo clima, mas o clima pode fazer muito com o Brasil”, sintetiza o presidente da PSR, Luiz Barroso. O modelo de regulação do setor elétrico, que completou duas décadas em março, exige aperfeiçoamentos.
“O setor elétrico precisa passar por uma completa reordenação, a governança está fragilizada e deverá piorar ainda mais nos próximos anos. Já a conta está ficando cada vez mais cara para o consumidor cativo, que paga as ineficiências”, afirma Edvaldo Santana, ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace).
“O diagnóstico é unânime no sentido de que precisamos fazer um novo marco regulatório para o setor elétrico. O marco atual levará o setor à insustentabilidade. Hoje temos a tarifa de energia elétrica pesadamente sobrecarregada por subsídios”, destaca Sandoval Feitosa, diretor-geral da Aneel. Ele lembra que os subsídios custaram ao consumidor R$ 40 bilhões em 2023 e poderão ficar de R$ 3 bilhões a R$4 bilhões mais caros em 2024.
Hoje, 12,5% da conta de luz são subsídios e encargos. Levantamento da Abrace apontou que em 2022 o Brasil teve o maior custo residencial com energia elétrica na comparação com 34 países da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE). Mudar essa realidade exigirá reformular a governança.
Em abril, o governo federal lançou a Medida Provisória (MP) n° 1.212/2024, com o objetivo de reduzir em média 3,5% as tarifas de energia elétrica. De um lado, o texto antecipa recursos devidos pela Eletrobras, que seriam pagos nos próximos anos à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), para reduzir a conta de luz. Mas estende subsídios para fontes renováveis terem desconto à conexão, o que pode elevar a tarifa. “Com a nova MP, esse custo aumentará ainda mais e de forma imediata”, segundo análise da Frente Nacional dos Consumidores. A conta pode ficar ainda mais alta com a interferência do Legislativo, uma constante no setor desde a Lei no 14.182, de 2019, que autorizou a privatização da Eletrobras e a contratação compulsória de térmicas.
Em menos de uma semana, já havia 160 emendas de parlamentares na MP 1.212/2024, uma defendendo a renovação de contratos de termelétricas a carvão até 2050. A interferência do Legislativo no setor elétrico, motivada por grupos de interesse, tem sido uma constante nos últimos anos e criado subsídios e sobre contratação de energia. “Será preciso frear esse movimento”, afirma Santana.
Aprimorar a governança setorial, ampliando a independência institucional e reduzindo interferências pelo Legislativo, passa pelo fortalecimento das instituições. Um exemplo está na Empresa de Pesquisa Energética (EPE), órgão estatal de planejamento, que completa nesse ano duas décadas de existência. A estatal sofreu um corte de 65% no orçamento para 2024. “Isso prejudica nosso trabalho”, diz o presidente da EPE, Thiago Prado. Não é caso isolado. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) trabalha com uma defasagem de 30% de pessoal em relação ao idealizado em sua criação, em 1996.
Passadas quase três décadas, o setor assistiu ao avanço da geração distribuída (GD) solar e seus mais de dois milhões de minigeradores e novas tecnologias como armazenamento. “Essa multiplicidade de lados coincide com a maior complexidade, sendo que a agência foi pensada em um setor que há 20 anos não vivenciava os desafios atuais”, disse Fernando Mosna, diretor da Aneel, em recente evento sobre o setor solar, que há duas décadas era incipiente no Brasil.
Nesse cenário, será preciso redesenhar o modelo, baseado na Lei no 10.848, de março de 2004. A regulação foi criada há 20 anos, quando usinas eólicas e solares não respondiam nem por 1% da geração. Hoje o país tem cerca de 30% da geração baseada nas duas fontes, sendo que mais de dois milhões de consumidores produzem sua própria energia a partir de placas fotovoltaicas.
O avanço de fontes que dependem de fatores climáticos, como sol e vento, traz uma série de desafios, seja um sistema de precificação mais aderente à realidade da operação, seja a gestão da demanda pelos consumidores. Isso criou sinalizações incertas sobre as condições de oferta e demanda. “O modelo de 2004 não mexeu na questão estrutural da formação de preço e não revisou a garantia física das hidrelétricas, que são a base do sistema. De outro lado, não se buscou dar ferramentas para a gestão de demanda dos consumidores”, diz Élbia Gannoum, presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica).
Um exemplo dos desafios que o país terá é destravar novas tecnologias, como o hidrogênio verde, que desponta como um promissor combustível da descarbonização de setores como a siderurgia. Com capacidade de produzir energia 24 horas, sete dias da semana, a partir de hidrelétricas, eólicas e solares, o país pode se tornar uma potência nesse nicho. “Temos recebido consultas de várias empresas e em projetos não apenas localizados no Nordeste, mas todos estão à espera da regulação”, diz Paulo Alvarenga, CEO da thyssenkrupp para a América do Sul.
Estudo da BloombergNEF projeta o país como um dos únicos capazes de oferecer hidrogênio verde a um custo inferior a US$ 1 por kg até 2030. Um projeto de lei está em discussão no Congresso. Um ponto em aberto é o tamanho do subsídio que poderia ser criado para a tecnologia. Nesse momento, segundo uma fonte, o Ministério da Fazenda avalia um estudo dos produtores de hidrogênio verde de um incentivo tributário que pudesse ser devolvido a partir da operação da unidade. Também se avalia que esse incentivo só seria destinado aos primeiros 7 GW de projetos.
Nessa discussão, dois pontos se sobressaem. Primeiro, a criação de subsídios se torna cada vez mais complexa. Hoje 12,5% da conta de luz, de acordo com dados do governo, são subsídios e encargos. A segunda questão é o impacto sobre a transmissão. Em apenas um Estado, o Piauí, existem 11,6 GW de projetos de hidrogênio verde. Se todos saíssem, isso seria 70% do consumo de ponta da região Nordeste. Para serem rentáveis, eles precisam gerar quase todo o tempo, o que implicaria reforço em subestações e linhas de transmissão. “Isso traz questões: quem vai bancar?; quem vai pagar o custo de transmissão?”, pondera Prado, da EPE.
“Tem de haver um cuidado para que esse hidrogênio não seja só para exportação. Ele pode ser usado na nossa indústria. Isso poderá permitir que a gente produza bens e produtos e serviços de baixas emissões e possa exportar. Aí, sim, tem um valor agregado grande para a sociedade brasileira. Tudo que é subsídio tem de ser revertido para o bem do país”, observa Rosana Santos, diretora-executiva do Instituto E+ Transição Energética.
Outra discussão premente é a abertura total do mercado livre, uma ideia que vem sendo discutida há mais de duas décadas. Desde 1o de janeiro de 2024, o setor vive a maior ampliação do mercado livre, com a possibilidade de todas as empresas ligadas à alta tensão aderirem ao segmento. Pouco mais de cem mil empresas ganharam essa opção. Fica a dúvida de quando a abertura chegará aos cem milhões de consumidores.
Hoje tramita no Congresso o Projeto de Lei 414, que trata da abertura do mercado, mas sem previsão de quando poderá voltar à pauta legislativa. A abertura depende do equacionamento de um ponto. O atual modelo, estabelecido em 2004, fixa que os geradores ofertem contratos de longo prazo, de 25 a 35 anos, o que também contribui para financiar os projetos. São os chamados contratos legados. Alguns vão até 2054. Ampliar esse segmento implica resolver os contratos legados e o papel das distribuidoras.
Quanto mais se amplia o mercado livre, maior fica a conta para quem se mantém no ambiente de contratação regulada. O Ministério da Fazenda encomendou um estudo para a PSR sobre o tema. Foram feitas simulações para a abertura total do mercado livre de energia elétrica. Um ponto central do trabalho é sugerir tratamento aos contratos legados das distribuidoras. Uma ideia apresentada no estudo seria a criação de um encargo a ser cobrado entre consumidores cativos e livres.
Mesmo diante da incerteza da abertura total, a ampliação do mercado livre para toda a alta tensão desde 1o de janeiro atrai novos players. A operadora de telecom Vivo firmou parceria com a geradora Auren. “A empresa tem como foco de atuação o segmento de clientes que estão na alta tensão com demanda inferior a 500 kW, mas vai se preparar para operar no segmento de baixa tensão, tanto para micro e pequenas empresas como para residencial, em um cenário de abertura total do mercado de eletricidade brasileiro”, afirma Rodrigo Gruner, diretor-executivo de inovação, novos negócios e consumer electronics da Vivo.
O mercado de gás natural, visto como combustível de transição, também assiste a movimentações. Para reduzir a presença de carvão mineral nos processos produtivos, a Gerdau firmou acordo com a Petrobras para ser consumidora livre em Minas Gerais na unidade de Ouro Branco. “Isso nos tornou mais competitivos e estamos avaliando essa migração em outros Estados”, diz o diretor industrial da empresa, Mauricio Metz.
A potencial abertura coincide com a discussão da renovação dos contratos das distribuidoras, que vivem uma realidade distinta dos anos 1990. Dados da consultoria Bright Strategies apontam que a GD solar tem índice superior a 7% de penetração em grandes distribuidoras, como Copel, Cemig, RGE, Energisa MT e Energisa MS. Para Joisa Dutra, diretora da FGV/Ceri, a renovação é o momento propício para incluir nos novos contratos a separação fio e energia, uma resposta adequada à transformação pela qual o setor elétrico passa. “As distribuidoras passarão a se tornar plataformas de multisserviços, sendo que muitas dessas soluções poderão ser oferecidas em ambiente concorrencial em que uma multiplicidade de agentes competirá”, diz.
Hoje os dois serviços, de conexão ao sistema elétrico e de venda de energia, estão misturados na mesma conta de luz. A queda na demanda impacta diretamente a comercialização de energia, enquanto fios, postes, transformadores e subestações continuam operando. Com a separação, haveria dois contratos, que poderiam ser cobrados na mesma conta – um para a conexão ao sistema elétrico, paga por uma taxa fixa mensal, e outro com o fornecedor de energia de escolha, proporcional ao consumo. As empresas fornecedoras de energia, por seu lado, arcariam com os riscos de falta ou sobra de energia, como em qualquer negócio competitivo.
A transmissão terá papel relevante na transição. Com acréscimo de fontes variáveis na matriz, o escoamento de energia entre as regiões ganhará ainda mais relevância. Isso implica tanto os leilões de novos projetos quanto investimentos em ativos com mais de 30 anos, boa parte dessas linhas nas regiões Sul e Sudeste. ““Além de construir novas linhas, é preciso garantir a modernização e melhoria contínuas do nosso sistema de transmissão. Na Eletrobras, há uma estratégia em curso, adicional e não menos importante, de modernizar os sistemas, e isso está sendo feito paulatinamente”, diz Elio Wolff, vice-presidente de estratégia e desenvolvimento de negócios da Eletrobras.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Energia renovável cresce no Brasil, mas subsídios exigem revisão do setor elétrico

Expansão das fontes renováveis é impulsionada por custos mais baixos e incentivos, mas sustentabilidade financeira do setor requer ajustes para evitar distorções no mercado.
O crescimento da capacidade de geração a partir de fontes renováveis no Brasil é resultado da tendência mundial de redução de custos de equipamentos eólicos e solares, como consequência do movimento de transição energética, e de condições de financiamento menos exigentes, subsídios e a abertura do mercado livre para os consumidores do Grupo A (consumidores atendidos em alta tensão).
No mercado livre brasileiro, o novo gerador renovável consegue ser competitivo frente a um gerador hidrelétrico existente, por exemplo, por meio do arranjo comercial da autoprodução de energia por equiparação. Nesse arranjo o consumidor de energia se torna sócio de um projeto de geração renovável e, com isso, garante a isenção da cobrança da maioria dos encargos setoriais.
É possível ainda acumular o benefício da autoprodução e o subsídio da energia renovável: desconto na tarifa de transporte de energia de gerador, extensível ao consumidor que compra contratos desse gerador. A depender do tipo de consumidor, o valor total desse arranjo pode chegar a 150 R$/MWh.
Assim, apesar de o gerador renovável novo exigir um preço de contrato de energia maior do que o de um gerador existente, os custos totais de suprimento de eletricidade de um consumidor que compra um contrato de uma hidrelétrica no mercado livre ou de um consumidor autoprodutor de energia renovável podem ser equivalentes.
Os custos da autoprodução de energia renovável (benefício e subsídio) são custeados por todos os outros consumidores do sistema (livre e cativos) por meio da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, o fundo setorial que tem como objetivo financiar diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro.
De acordo com o “subsidiômetro” da Aneel[1], os subsídios cresceram, em média, 16,5% ao ano desde 2018, chegando a R$ 40,3 bilhões em 2023. Esse levantamento mostra a urgência de se reavaliar os subsídios existentes e assimetrias comerciais do setor elétrico e criar um ambiente de mercado com sinais de preços adequados, especialmente sob a perspectiva de avançarmos na abertura do mercado livre para os consumidores.
Fonte e Imagem: Portal Exame.

// - Por que as enchentes no Rio Grande Sul eram um desastre anunciado?

Especialistas da PSR mostram como se preparar para os eventos climáticos extremos, minimizando riscos e oferecendo segurança às populações mais vulneráveis.
Registros de cheias extremas têm se repetido em várias bacias da região Sul do Brasil. O evento de setembro de 2023 no rio Guaíba já havia sido considerado o maior dos últimos 80 anos, e o que ocorreu na última semana bateu todos os recordes históricos.
Em ambas as ocasiões, as cheias do rio Taquari-Antas foram equivalentes à capacidade de descarga das usinas, projetada para probabilidade de ocorrência de uma vez a cada 10.000 anos. Desta vez, acabaram resultando no rompimento parcial da barragem da hidrelétrica 14 de Julho.
Resultado das alterações climáticas, o aumento da frequência e intensidade desses eventos reforça a necessidade da atualizar os cálculos considerando que a amostra de dados disponível hoje é maior do que quando muitas usinas foram projetadas.
Também é preciso revisar metodologias e critérios de cálculos para novos projetos, além de implantar medidas de adaptação à segurança das hidrelétricas existentes, que viabilizem soluções operativas emergenciais.
Dessa forma, os estudos estatísticos que orientam o dimensionamento das estruturas devem passar a considerar a nova realidade do clima. Também é crucial expandir a rede de monitoramento em tempo real e o zoneamento de áreas inundáveis.
Modelos hidrológicos que simulam a passagem das cheias podem contribuir para reduzir riscos e oferecer segurança à operação dos reservatórios. Desde, é claro, que as políticas públicas orientem uma ocupação urbana adequada, aprimorem os sistemas de alerta à população e promovam maior coordenação institucional.
Culpar a natureza por desastres naturais é uma narrativa comum, que precisa ser trocada por ações e – no evento de calamidades – uma busca por aprendizados para mitigar os estragos de eventos similares no futuro. Caso contrário, haverá agravamento da desigualdade social porque as populações mais frágeis são as mais afetadas em cada catástrofe.
Por fim, a solução deve levar em conta a implantação de novas barragens para armazenar água com localização a ser definida de forma criteriosa e participativa. Assim, será possível oferecer maior segurança hídrica, seja no controle de cheias ou para assegurar o abastecimento humano e disponibilidade de água suficiente para irrigar as lavouras durante períodos de secas severas.
Luiz Rodolpho Albuquerque: expert em Recursos Hídricos e Meio Ambiente na PSR
Rafael Kelman: diretor executivo na PSR
Tarcísio Castro: team leader em Recursos Hídricos e Meio Ambiente na PSR.
Fonte e Imagem: Portal Exame.

// - Mais de 30% da energia em 2023 foi de origem renovável, aponta relatório

Mais de 30% da energia produzida no mundo em 2023 foi de origem renovável, aponta o centro de pesquisa energética Ember em um relatório divulgado nesta quarta-feira (8, noite de terça no Brasil).
Em nível mundial, a energia renovável passou de 19% da produção elétrica mundial em 2000 para mais de 30% em 2023, devido, principalmente, ao augedas energias solar e eólica. Essa porcentagem poderia ter sido ainda maior se a produção hidrelétrica não tivesse chegado ao nível mais baixo em cinco anos anos devido à seca, principalmente na China.
A energia solar fotovoltaica e a energia eólica foram responsáveis no ano passado por 13,4% da eletricidade mundial (o restante das fontes renováveis provém, principalmente, da hidrelétrica), contra cerca de 2% em 2010.
Segundo o Ember, esse crescimento poderia levar o mundo, "talvez neste ano", a observar uma redução da produção de eletricidade de origem fóssil.
"A diminuição das emissões do setor elétrico é, agora, inevitável", afirmou o especialista Dave Jones, do Ember, para quem "2023 pode ter sido o ponto de inflexão, um marco na história da energia. No entanto, o ritmo da redução das emissões vai depender da velocidade da revolução das energias renováveis."
Na COP28, realizada no ano passado, os países prometeram medidas para triplicar a capacidade global de energia renovável até 2030, o que permitiria que o mundo chegasse a 60% de energia de origem renovável, ressaltou o Ember.
Fonte e Imagem: Notícias UOL.

// - Subsídios levaram setor elétrico a “espiral da morte”, diz secretário

Segundo Marcos Barbosa Pinto, a concessão anterior do mecanismo fez com que a conta de energia ficasse 13% mais cara.
O secretário de Reformas Econômicas, Marcos Barbosa Pinto, afirmou nesta 3ª feira (7.mai.2024) que a concessão de subsídios encareceu a conta de luz em 13%. Disse ainda que o mecanismo contribuiu para levar o setor elétrico a uma “espiral da morte horrorosa”, conforme alerta de especialistas.
“[A conta] seria 13% mais barata não fosse isso”, disse. Na visão dele, a política foi um acerto até determinado ponto, quando concedeu benefícios a energias renováveis, como a solar e a eólica.
A declaração foi dada durante almoço promovido pela FPE (Frente Parlamentar do Empreendedorismo). Sobre o tema, disse que “não existe almoço grátis”.
Marcos Barbosa Pinto também falou sobre a capacidade de investimento do Estado e afirmou que o setor privado é que deve tratar disso nos próximos anos. “Infelizmente, o Estado brasileiro não terá capacidade”, declarou.
Ele também disse que “faltou planejamento estatal” nos governos anteriores para elaborar projetos que ajudassem a atrair a iniciativa privada.
O secretário disse ainda que entregará na próxima semana uma recomendação à CVM (Comissão de Valores Mobiliários) com medidas que contribuam para simplificar o mercado de capitais.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - AIE: investimento global em tecnologias limpas cresceu mais de 70% em 2023

Análise mostra que gastos com a produção de energia solar duplicaram e produção de módulos já abrange cenário net zero.
Análise inédita do Advancing Clean Technology Manufacturing divulgada pela Agência Internacional de Energia conclui que o investimento global na produção de cinco tecnologias chave de energia limpa – energia solar fotovoltaica, eólica, baterias, eletrolisadores e bombas de calor – aumentou para US$ 200 bilhões de dólares em 2023, um aumento de mais de 70% em relação a 2022, que representou cerca de 4% do crescimento do PIB global.
Os gastos com a produção de energia solar mais que duplicaram no ano passado, enquanto o investimento na produção de baterias aumentou cerca de 60%. Como resultado, a capacidade de produção de módulos solares fotovoltaicos hoje já está em linha com o que é necessário em 2030 com base no cenário de emissões líquidas zero da AIE. Para células de bateria, se forem incluídos os projetos anunciados, a capacidade de produção representa 90% do caminho para satisfazer a procura líquida zero no final desta década.
O relatório conclui que muitos projetos em preparação estarão operacionais em breve. Cerca de 40% dos investimentos na produção de energia limpa em 2023 foram em instalações que deverão entrar em funcionamento em 2024. No caso das baterias, esta percentagem sobe para 70%.
A produção de energia limpa ainda é dominada por algumas regiões. A China, por exemplo, abriga atualmente mais de 80% da capacidade global de fabricação de módulos solares fotovoltaicos. No entanto, o relatório conclui que a fabricação de células de bateria poderá ser geograficamente menos concentrada até ao final desta década. Caso todos os projetos anunciados se concretizem, a Europa e os EUA poderão ter cerca de 15% cada um da capacidade instalada global até 2030.
O relatório foi produzido em resposta a um pedido dos líderes do G7 em 2023 e fornece orientações aos decisores políticos à medida que preparam estratégias industriais com um forte foco na produção de energia limpa. O documento reconhece que não existe um único tipo de abordagem e estabelece princípios orientadores que podem informar o planejamento futuro. O Advancing Clean Technology Manufacturing incorpora insights coletados durante diálogo de alto nível sobre a diversificação da fabricação de tecnologia limpa em novembro de 2023.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - “Não aumentaremos tarifa de energia”, diz Silveira sobre negociação com Paraguai por Itaipu

Silveira confirmou que a pretensão do Paraguai é de que as tarifas passem a US$ 22 por quilowatt-mês (KW); atualmente, cifra fica em US$ 17 por quilowatt-mês (KW).
O ministro de Minas e Energia (MME), Alexandre Silveira, afirmou em entrevista a jornalistas nesta segunda-feira (6) que o governo não vai admitir elevações na conta de luz ao negociar as tarifas da hidrelétrica binacional de Itaipu com o Paraguai.
“O presidente Lula decidiu que não aumentaremos a tarifa de energia do consumidor brasileiro”, disse o ministro, que encontra representantes do governo vizinho na próxima terça-feira (7).
Silveira confirmou que a pretensão do Paraguai é de que as tarifas de energia passem a um valor de US$ 22 por quilowatt-mês (KW). Atualmente, a cifra fica em US$ 17 por quilowatt-mês (KW).
Segundo o ministro, Brasil aceitará negociar o valor da tarifa, desde que compensações sejam definidas para eventual elevação. Alexandre Silveira frisou, contudo, que não existem compensações suficientes para o valor proposto pelo governo vizinho.
“Temos que sair do ciclo vicioso de negociação quase anual com o Paraguai. Por isso levamos solução estruturante que vá de encontro com o interesse de ambos”, completou.
Itaipu e COP30
O presidente Lula assinou nesta segunda-feira (6) convênios no valor de R$ 1,3 bilhão entre Itaipu Binacional, o governo do Pará e a Prefeitura de Belém.
O setor elétrico criticou duramente o repasse, voltado a obras de infraestrutura urbana em Belém, que vai sediar a conferência climática da ONU (COP30), em 2025.
Para especialistas e entidades da área de energia ouvidos pela CNN, trata-se de um uso inadequado das receitas da usina hidrelétrica, além de uma oportunidade desperdiçada de reduzir as contas de luz no país.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Transição é oportunidade para América Latina, mas falta investimento em infraestrutura

Região concentra cerca de 319 GW em projetos de geração renovável anunciados até 2030.
Pesquisa da Aggreko com os setores elétrico e de infraestrutura latino-americanos descobriu que a transição energética é vista como uma oportunidade para 65% dos entrevistados, mas, para 35%, o avanço de fontes renováveis depende de investimento estrutural.
São aportes para desenvolver infraestrutura, modernizar redes elétricas e atualizar as instalações para escoar a nova energia projetada para os próximos anos. A região concentra cerca de 319 GW em projetos de geração renovável anunciados até 2030.
Para 84%, a energia solar será a grande protagonista da transição, seguida por eólica (72%) e hidráulica (43% ).
Não à toa, 22% dos entrevistados apontam a integração de parte dessa capacidade a soluções de armazenamento de energia como um fator crítico para impulsionar a adoção de fontes como solar e eólica – uma estratégia para lidar com a intermitência.
O estudo consultou mais de 830 profissionais desde concessionárias e empresas de T&D, até agências reguladoras, empresas de geração distribuída e prestadoras de serviços relacionados às utilities em 13 países da América Latina.
No Brasil, 33% afirmam que a transição para fontes de energia sustentáveis é sua principal prioridade comercial e já têm planos ou investimentos neste sentido.
Por outro lado, os 26% que ainda não estão fazendo a transição consideram que o principal motivo é a falta de clareza sobre a legislação, os regulamentos e os subsídios.
Oportunidades de negócios
A energia como um serviço está no radar de 35% dos entrevistados, que enxergam um modelo de negócios em atividades como fornecimento e gerenciamento de infraestrutura para seus clientes, incluindo instalação, operação, manutenção e até mesmo o financiamento de sistemas de energia.
Em seguida, vem o segmento de Operação e Manutenção (O&M) indicado por 32% dos profissionais, e a própria venda direta de energia (19%).
Em busca de recursos
Por falar em financiamento de infraestrutura, a comitiva do governo brasileiro desembarcou na Itália para a reunião ministerial do G7 sobre Clima, Energia e Meio Ambiente, em busca de acordos e apoio político para agendas de transição e bioeconomia.
O Brasil não integra o bloco das sete maiores economias do mundo (Alemanha, Canadá, Estados Unidos, França, Itália, Japão e Reino Unido), mas foi convidado para o encontro, já que preside o G20 este ano e será sede da COP30 no próximo.
“A responsabilidade das grandes economias, representadas aqui no G7, vai muito além da redução das emissões em seus territórios”, discursou a ministra do Meio Ambiente e Mudança do Clima, Marina Silva, nesta segunda (29/4) em Turim.
“Além de diminuir as próprias emissões, [as grandes economias] devem ter papel determinante para a descarbonização, mobilizando recursos públicos e privados, nacionais e internacionais, que fortaleçam a capacidade dos países em desenvolvimento”, defendeu.
Como presidente do G20, o Brasil tem cobrado mais ações climáticas de países ricos, além de financiamento para a transformação energética de nações menos favorecidas.
Ao mesmo tempo, tenta ganhar espaço para agendas que enfrentam barreiras na Europa, como a dos biocombustíveis.
No domingo, durante um fórum que antecedeu a abertura da Cúpula, Marina afirmou que o Brasil tem plena capacidade de produzir biocombustíveis sem ameaçar a floresta ou concorrer com a produção de alimentos.
Nesta frente, um dos grandes desafios é avançar com certificações de sustentabilidade da bioenergia, o que pode abrir mercados para produtos de primeira geração como o etanol, mas também para os de segunda geração, a exemplo do SAF para a aviação.
Brasil tenta expandir mercados para bioenergia com carimbo de sustentabilidade.
Para a ministra brasileira, há pelo menos três frentes em que o G7 pode apoiar a transição energética dos emergentes e vulneráveis: viabilizar a nova meta global de financiamento climático coletivo na COP29, no Azerbaijão; fortalecer os bancos multilaterais e elaborar, até a COP30, Contribuições Nacionalmente Determinadas (NDCs, na sigla em inglês) alinhadas com o fim do uso de combustíveis fósseis.
“Ambição e meios de implementação são indissociáveis. Precisamos nos comprometer com NDCs ambiciosas e alinhadas com a Missão 1,5°C, além dos meios de implementação para que se tornem realidade”, pediu Marina.
Eletrificação mineira
A Raízen Power firmou um acordo com o Governo de Minas Gerais para estimular projetos de eletromobilidade no estado. Na semana passada, a empresa inaugurou sua primeira estação de recarga rápida em Belo Horizonte. Com duração de dois anos, a parceria pretende apoiar políticas públicas relacionadas à eletromobilidade, incluindo estudos de viabilidade técnica para infraestrutura de recarga.
Painéis solares mais baratos
O preço médio da instalação de um sistema de geração solar fotovoltaico no Brasil no primeiro trimestre de 2024 foi de R$ 2,76 por watt-pico (Wp), queda de 5% em relação ao trimestre imediatamente anterior, segundo levantamento da Solfácil. A redução no custo é um efeito da diminuição ao longo do ano passado das cotações do polisilício, matéria-prima usada nos painéis solares.
Fonte e Imagem: epbr.

// - Projeto de energia renovável pode ter subsídio até com MP rejeitada

A Medida Provisória no 1.212/24, do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) e do ministro Alexandre Silveira (PSD/MG), que concede prorrogação de prazo para implantação de projetos de energia renovável com subsídios nas tarifas de transmissão e distribuição, pode ter seus efeitos mantidos mesmo que caduque, apontam especialistas.
A MP, que tramita no Congresso Nacional, prevê a prorrogação de 36 meses para que esses projetos entrem em operação. As medidas precisam ser apreciadas pelo Congresso Nacional no prazo de 60 dias prorrogáveis por igual período. De acordo com a Constituição, se não forem convertidas em lei, elas perdem eficácia desde a sua edição e as relações jurídicas surgidas durante sua vigência deverão ser disciplinadas pelo Congresso.
Para ter direito à prorrogação, as empresas precisam apresentar garantia de fiel cumprimento em até 90 dias e iniciar as obras em até 18 meses da publicação da medida provisória. Entretanto, mesmo que a MP não seja convertida em lei, os especialistas acreditam que os projetos que cumprirem os requisitos e firmarem termo de adesão com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) durante a vigência da MP terão seus prazos prorrogados.
O sócio do Furcolin Mitidieri Advogados Marcos D’Avino Mitidieri lembra que a Constituição prevê que essas relações jurídicas se manterão regidas pela MP se, em até 60 dias do término de sua vigência, o decreto legislativo não for editado pelo Congresso.
“Se a MP ‘caducar’, o decreto legislativo é que dirá qual a situação dos agentes que tiverem requerido prorrogação à Aneel. Mas, se o Congresso se mantiver inerte e não editar o decreto legislativo, o que é comum, há boas chances de os empreendimentos, cumprindo com os requisitos da MP, conseguirem a prorrogação do prazo para sua implantação”, explica Mitidieri.
O advogado levanta a hipótese de que pode ser uma estratégia do governo para constituir direitos em favor dos empreendedores, caso a MP não seja convertida em lei e o Congresso não edite decreto legislativo”, acrescenta.
Técnicos do setor têm dito que parece não ter sido um acaso que as obrigações fixadas aos agentes pela MP tenham prazos inferiores ao do Congresso para decidir sobre sua rejeição ou conversão em lei. O ex-diretor da Aneel Edvaldo Santana diz que a MP tem muitas chances de caducar e que o subsídio já está carimbado na conta do consumidor.
Ele recorda que dias depois da publicação da MP, a agência reguladora emitiu nota técnica para regulamentar a medida sem consulta pública e sem análise de impacto regulatório. “A Aneel já abriu as portas para que quem tem projetos nesta situação já deem a entrada. O impacto desta medida é tão grande que ela deveria fazer uma consulta pública e ouvir a sociedade”, afirma.
Procurada, a agência disse que entende-se que o disposto da nota técnica trata somente da aprovação de procedimento para aplicar a MP 1.212, a qual prescinde de regulamentação específica. “Por não se tratar de novo regulamento nem de intervenção regulatória, verifica-se que não se aplica a necessidade de realizar Análise de Impacto Regulatório (AIR), nos termos do Decreto no 10.411 [que regulamenta a análise de impacto regulatório].”
Outra disposição da MP proposta pelo governo busca frear o aumento das contas de luz, antecipando o recebimento dos recursos provenientes da privatização da Eletrobras. No entanto, essa medida pode ter um efeito contrário devido à existência de mais de 90 gigawatts (GW) de projetos elegíveis para receberem subsídios, os quais são repassados para a conta de luz dos pequenos consumidores.
O advogado André Edelstein, especialista em energia elétrica, considera possível que as disposições da medida provisória continuem a produzir efeitos mesmo após perder sua eficácia formal. No entanto, Edelstein adverte sobre um detalhe crucial: “Essa preservação se aplica somente aos casos em que o termo de adesão à prorrogação já tenha sido firmado com a Aneel durante a vigência da MP. As situações em que o agente não formalizou essa prorrogação dentro desse prazo poderão não ser abrangidas por esse tratamento, conforme já adotado pelo Supremo Tribunal Federal em casos similares”.
A sócia da área de Energia e Recursos Renováveis do Demarest Advogados Rosi Costa Barros também corrobora com a tese dos colegas de que, mesmo que não seja convertida em lei no prazo previsto, as relações jurídicas que se materializam na sua vigência e devem ser disciplinadas por decreto do Congresso.
“Caso o Congresso não edite tal decreto legislativo, em até 60 dias da perda da eficácia da MP, as relações jurídicas e atos praticados durante a vigência da MP devem continuar por ela regidas. Assim, entendemos que aqueles interessados que exercerem o direito previsto na MP, durante a sua vigência, devem ter o direito resguardado.”
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Solar complementada por baterias deve se tornar uma das fontes mais competitivas, estima IEA

A implantação de baterias no setor de energia cresceu 42 GW em 2023, um aumento de 130% na comparação anual, segundo relatório da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês). Assim, havia 85 GW instalados no setor em 2023. Entretanto, para atingir as emissões zero até 2030, a agência calcula que o montante precisará aumentar 14 vezes, chegando a 1,2 mil GW, de forma a dar segurança a uma geração solar e eólica três vezes superior à atual.
Segundo a IEA, o crescimento das baterias no último ano foi pavimentado por um custo decrescente e melhorias na performance. O custo das baterias de íons de lítio caiu de US$ 1,4 mil/KWh em 2010 para menos de US$ 140/KWh em 2023. A agência projeta que o preço da tecnologia deve cair mais 40% até 2030, seja no cenário de emissões zero ou no cenário que considera apenas a aplicação das políticas atuais.
Com isso, as soluções de geração fotovoltaica complementadas por baterias devem ser uma das fontes mais competitivas de produção de eletricidade. Em veículos elétricos, o aumento das baterias em 2023 foi de 40%, com mais de 14 milhões de novos veículos. Novas rotas também já despontam, como a bateria LFP (Lithium Iron Phosphate, na sigla em inglês), que respondeu por 40% das novas baterias de veículos elétricos e 80% da nova capacidade de armazenamento em 2023.
A China atualmente é o maior mercado das baterias, com mais de metade dos equipamentos em uso, seguida pela União Europeia e os Estados Unidos. Na produção, a China também lidera, com 85% da capacidade produtiva global das células, e cerca de metade das reservas de minerais críticos no mundo. A IEA aponta que a reciclagem de baterias pode ser uma forma de reduzir a concentração da produção e a dependência de minerais críticos novos. Outra forma para reduzir a dependência de mineração e refino está na inovação e no dimensionamento correto das baterias. Assim, a demanda por minerais críticos poderá se reduzir em 25%, segundo a agência.
O estudo também indica a importância de reguladores assegurarem a participação das baterias no mercado e de remunerarem adequadamente as baterias pelos serviços prestados. Para estimular a adoção de veículos elétricos, a instalação de infraestrutura de carregamento também é fundamental, segundo a IEA.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Planejar transição energética é a prioridade no G20

Na presidência do grupo, Brasil deve encarar financiamento a países pobres como missão.
Na presidência rotativa do G20, o Brasil se incumbiu da missão de mobilizar o bloco com afinco para combater as mudanças climáticas. A necessidade mais premente é aumentar a contribuição financeira dos países ricos para que os mais pobres possam estruturar seus projetos de redução das emissões de gases de efeito estufa. É um campo em que, até agora, há mais discursos que recursos.
“É a discussão mais importante do ano”, afirma o embaixador André Aranha Corrêa do Lago, negociador-chefe do Brasil nas COPs — as conferências de clima das Nações Unidas. O debate sobre o aporte financeiro a esses investimentos será um dos destaques da COP29, prevista para novembro em Baku, no Azerbaijão.
Em 2009, os países ricos prometeram contribuir com US$ 100 bilhões por ano para ajudar os mais pobres a executar projetos para reduzir suas emissões de carbono na atmosfera. Tal ajuda deveria ter sido concedida entre 2020 e 2025. Passados mais de três anos do prazo inicial, a promessa ainda não foi cumprida. De acordo com a Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), a transferência de US$ 100 bilhões só foi confirmada em 2022.
Mas, mesmo que a promessa tenha sido cumprida em 2022 e no ano passado, os US$ 100 bilhões anuais são insuficientes para zerar as emissões dos países pobres. Deve ser apenas um primeiro passo. Corrêa do Lago entende que a solução para o problema do clima só acontecerá se fizer parte dos objetivos de todos os investimentos de empresas e Estados. A questão deve ser considerada na formulação de todos os projetos de investimento.
As estimativas de custo são da ordem de trilhões de dólares. Pelos cálculos da Agência Internacional de Energia (AIE), apenas para a produção de energia limpa é preciso aumentar os investimentos de US$ 1,8 trilhão para US$ 4,5 trilhões a cada ano. Se, como defende Corrêa do Lago, todos os investimentos levarem em consideração a necessidade de corte nas emissões, pode-se chegar a algo entre US$ 9 trilhões e US$ 10 trilhões anuais.
Outra discussão importante e difícil de travar é a origem desses recursos. A proposta que reúne mais adeptos, por ser a mais óbvia e racional, é taxar as fontes de emissão de carbono, entre as quais se destacam as empresas de petróleo e similares. Elas próprias têm projetos para a transição energética e continuarão a produzir petróleo, porque existirá demanda por ele durante muito tempo. Mas não será politicamente fácil taxar as fontes de emissão, embora o comunicado final da COP28, realizada em Dubai, tenha pela primeira vez mencionado explicitamente a transição para além dos combustíveis fósseis.
O Brasil criou no G20 uma força-tarefa para a Mobilização Global contra a Mudança do Clima. Um de seus objetivos é facilitar o financiamento privado aos planos de transição ecológica. Corrêa do Lago copreside essa força-tarefa, com representantes dos ministérios da Fazenda, do Meio Ambiente e do Banco Central. Está mais do que na hora de tratar como prioridade a definição das estruturas de financiamento da transição para uma economia baseada em energia limpa.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Reforma tributária prevê cashback de até 50% do imposto na conta de luz para baixa renda

Além da energia, mecanismo contempla água, esgoto e gás de cozinha.
O projeto que trata sobre a regulamentação da reforma tributária prevê o mecanismo de cashback para famílias de baixa renda em determinados bens e serviços. Entre eles, estão a energia elétrica, água e esgoto, com proposta de devolução de até 50% dos tributos. Já no caso do gás de cozinha, o retorno pode chegar a 100%.
A proposta que regulamenta a reforma foi entregue ao Congresso Nacional pelo governo. O ministro da Fazenda, Fernando Haddad, encontrou pessoalmente o presidente da Câmara, Arthur Lira, e o presidente do Senado, Rodrigo Pacheco. Com Haddad, estavam presentes o secretário extraordinário da reforma, Bernard Appy, e o secretário-executivo da Fazenda, Dario Durigan.
Segundo o texto, as devoluções dos tributos serão destinadas às famílias com renda per capita de até meio salário-mínimo (cerca de R$ 706), integrando-se ao Cadastro Único das políticas sociais.
Na proposta, o cashback deverá ser aplicado tanto sobre a Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS), de alçada federal, quanto o Imposto sobre Bens e Serviços (IBS), gerido por estados e municípios.
Contudo, existem exceções. Os únicos produtos que não contarão com o cashback são aqueles sujeitos ao Imposto Seletivo (IS), como cigarros e bebidas alcoólicas, considerados danosos à saúde.
O governo pretende ainda estabelecer mecanismos de mitigação de fraudes e limites de devolução por unidade familiar destinatária, visando garantir a compatibilidade entre os valores devolvidos e a renda disponível da família.
Ao ser aplicado, o responsável pela unidade familiar será o destinatário dos valores. No caso, o cidadão terá de preencher os pré-requisitos e será incluído no mecanismo.
Veja o porcentual de devolução para cada item:
100% para a CBS e 20% para o IBS, no caso do gás de cozinha;
50% para a CBS e 20% para o IBS, no caso de energia elétrica, água e esgoto;
20% para a CBS e para o IBS, nos demais casos.
De acordo com o governo, a devolução será calculada sobre o consumo das famílias formalizado, por meio da emissão de documentos fiscais. Nesse sentido, o governo cita que o projeto pretende estimular a cidadania fiscal e mitigar a informalidade nas atividades econômicas, a sonegação fiscal e a concorrência desleal.
O governo menciona ainda que, “excepcionalmente, nas localidades com dificuldades operacionais que comprometam a eficácia deste canal de devolução, o projeto contém uma alternativa para cálculo simplificado das devoluções, resguardando o acesso das populações residentes nestas localidades”.
Apesar de percentuais definidos, na prática, podem ocorrer mudanças, uma vez que o projeto autoriza estados e municípios a fixarem valores mais altos para as devoluções. Ou seja, os percentuais presentes no texto serviriam como uma base, um piso mínimo, para aplicação.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Ibama não fará a transição energética no Brasil, diz presidente

Rodrigo Agostinho disse que aguarda posição do Congresso Nacional para avançar com a política, mas tema não “contamina” licenciamento ambiental.
O presidente do Ibama, Rodrigo Agostinho, disse, durante audiência pública no Senado nesta 5ª feira (25.abr.2024), que o Ibama não é responsável pela política energética e, por isso, não fará a transição energética no Brasil.
“Não é o Ibama que faz política energética. O Brasil tem outras instituições para isso. O Ibama faz licenciamento ambiental. Eu posso ter posições pessoais relacionadas ao setor, mas isso não contamina em momento nenhum o debate e o licenciamento ambiental”, disse o presidente da autarquia.
Conforme a lei 11.516/2007, o Ibama tem como principais atribuições exercer o poder de “polícia ambiental”. Entre suas atribuições, concede licenças para exploração de recursos naturais e monitora o controle ambiental.
Segundo Agostinho, contudo, há preocupação com o assunto e o Ibama aguarda “com muita ansiedade” a aprovação do marco regulatório das eólicas offshore pelo Congresso Nacional para poder avançar com essa política. A Petrobras já teria inclusive apresentado ao Ibama projetos de produção de energia eólica em offshore.
O presidente disse ainda que a transição energética – ou seja, a troca de uma matriz de fonte de energia que utiliza combustíveis fósseis para fontes renováveis– já está acontecendo no país, que considera ser referência no tema.
Segundo o MME (Ministério de Minas Energia), o país tem 48% de sua energia vinda de fontes renováveis, bem acima da média mundial –que é de 15%. O ministério é o principal responsável pela Política Nacional de Transição Energética Nacional.
Contudo, essa transição não afeta as concessões de licenças de petróleo e gás, de acordo com Agostinho, e o Ibama estaria licenciando um dos maiores projetos de petróleo (a 4ª fase do pré-sal).
A fala foi proferida durante debate sobre o potencial econômico das reservas de petróleo e gás na Margem Equatorial brasileira, realizado na CMA (Comissão do Meio Ambiente) do Senado Federal. Também foi discutida a garantia de condições ambientais seguras para efetivar as explorações.
Sobre uma especulada pausa nos licenciamentos, o presidente do Ibama explicou que há, no caso, um “atraso” nos processos por causa da mobilização dos funcionários. O órgão teria sofrido, segundo ele, inúmeros cortes no orçamento em 2023 e está na tentativa de “encontrar janelas orçamentárias para recuperar o atraso”.
Propostas apresentadas pelo MGI (Ministério da Gestão e da Inovação em Serviços Públicos) do governo federal buscam avançar em acordos que debatem a valorização dos funcionários ambientais.
Estiveram presentes na comissão: a gerente de Licenciamento da Petrobras, Daniele Lomba;
o senador Randolfe Rodrigues (sem partido-AP); o senador Beto Faro (PT-PA);
o coordenador geral da FUP (Federação Única dos Petroleiros), Deyvid Bacelar;
o secretário de Planejamento do Amapá, Lucas Abrahão;
o diretor-executivo de Exploração e Produção do IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás), Júlio César Moreira; e
o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Falcão Mendes.
Esta reportagem foi produzida pela estagiária de jornalismo Bruna Aragão sob supervisão do editorassistente Victor Schneider.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Aneel apresenta nota técnica sobre prorrogação de benefícios para renováveis

Texto prevê que usinas terão um prazo adicional de 36 meses para entrarem em operação com direito aos benefícios.
A área técnica da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) concluiu a nota técnica que irá nortear a regulamentação da prorrogação do prazo para projetos de fontes renováveis entrarem em operação comercial com acesso a subsídios. O tema agora deve ser levado para análise na diretoria colegiada do órgão regulador sob relatoria da diretora Agnes da Costa.
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A prorrogação do prazo está prevista na medida provisória editada recentemente pelo governo. O texto prevê que usinas de fontes renováveis terão um prazo adicional de 36 meses para entrarem em operação com direito a descontos no uso das redes de distribuição e transmissão de energia elétrica.
Pelo encaminhamento da área técnica, os agentes interessados na prorrogação deverão apresentar pedido à Aneel até 10 de junho e, posteriormente, apresentar termo de adesão, em até 45 dias, e a comprovação de aporte da garantia de fiel cumprimento, até 9 de julho de 2024.
Na nota, a Aneel ressalta que a condição prevista na MP está direcionada para os projetos que já foram outorgados. No entanto, ressalta aqueles com pedidos pendentes de aprovação pela Aneel estão possibilitados, por conta e risco, de apresentar o requerimento de prorrogação e documentação prevista na MP, mas o direito estará condicionado à aprovação da outorga.
Fonte e Imagem: Portal Jota.

// - Reforma tributária traz um reflexo de esperança para as distribuidoras de energia elétrica

Ampliação das hipóteses de destinação da COSIP traz argumento jurídico adicional para uma questão sensível do cotidiano das distribuidoras, escrevem Maria Clara Morette e Marcus Francisco.
Com a aprovação da Emenda Constitucional 132/2023, que implementou a Reforma Tributária do Consumo, passou despercebido um pequeno ponto, mas de grande relevância para as distribuidoras de Energia Elétrica.
Foi alterado o art. 149-A da Constituição Federal (CF) para ampliar as hipóteses de destinação que podem ser dadas pelos municípios e pelo Distrito Federal aos recursos arrecadados a título da contribuição de iluminação pública (COSIP).
Se antes o produto da arrecadação servia apenas para o custeio do serviço de iluminação pública, a EC 132/2023 permitiu que os valores também sejam utilizados para a expansão e a melhoria do referido serviço e, ainda, para custear e ampliar os sistemas de monitoramento para segurança e preservação de logradouros públicos.
Essa alteração acabou trazendo um pouco de esperança (argumento jurídico adicional) para uma questão sensível do cotidiano das distribuidoras de energia elétrica: a atribuição de responsabilidade tributária pelo recolhimento da COSIP.
Após a erradicação da antiga Taxa de Iluminação Pública pelo Supremo Tribunal Federal (STF), os municípios e o Distrito Federal se movimentaram para obter novamente uma fonte de arrecadação para suportar os encargos do serviço de iluminação pública. Foi com esse objetivo que, em 2002, a CF recebeu um novo artigo (149-A) que instituiu a COSIP, cuja arrecadação estava plenamente vinculada ao custeio da iluminação pública, serviço que se encontra sob a competência dos municípios e do Distrito Federal.
O parágrafo único do mesmo artigo definiu que seria facultada a cobrança da contribuição na fatura de consumo de energia elétrica. Aqui está o ponto nodal da discussão que passaremos a abordar.
Com base nesse artigo, os municípios passaram a firmar contratos (convênios, termos de acordo) com as distribuidoras de energia elétrica para prestação, por elas, do serviço de arrecadação da COSIP. Em termos práticos, as companhias ficavam com o papel de (i) de incluir o valor da contribuição nas faturas de consumo residencial e (ii) repassar o montante arrecadado aos cofres públicos. Em contrapartida, os municípios pagavam uma remuneração pela prestação do serviço.
Apesar desse arranjo, a Administração Pública resolveu criar um meio de ter esse serviço prestado pelas distribuidoras sem precisar remunerá-las para tanto. Foi a partir desse objetivo que passaram a criar leis municipais atribuindo a responsabilidade tributária pela COSIP às concessionárias. Ou seja, a obrigação de incluir o valor na fatura e repassar o produto arrecadado ao município (ou DF) seria decorrente de dever legal, pois as distribuidoras agora seriam responsáveis pelo pagamento da contribuição, tornando-se devedoras do tributo, caso ele não fosse quitado.
Em razão de diversos problemas jurídicos nessa artimanha criada, os tribunais foram bombardeados por ações que buscavam amparo no Judiciário para que se impedisse a conduta atroz dos municípios. Ora, se a máquina pública se beneficia da atuação da distribuidora para arrecadar o tributo, não há motivo pelo qual não deva remunerá-la. Admitir o contrário seria privilegiar o enriquecimento sem causa do ente público.
Os argumentos são dos mais variados para afastar a obrigação imposta. No entanto, talvez o mais relevante deles seja o de que a distribuidora não possui qualquer vínculo com o fato gerador da COSIP – prestação do serviço de iluminação pública pelo município aos cidadãos. Vista sob a ótica inversa, a relação da distribuidora com esses mesmos cidadãos é o fornecimento de energia elétrica à instalação residencial, uma conexão privada (ou seja, entre particulares) que em nada se relaciona com a obrigação do município de manter os logradouros públicos iluminados.
Especificamente no caso da COSIP, ainda não há decisão definitiva das Cortes Superiores com aprofundamento de mérito. Contudo, muitos tribunais estaduais se pronunciariam favoravelmente às distribuidoras em mais de 10 oportunidades, estando dentre eles Rio de Janeiro, São Paulo, Minas Gerais, Bahia, Ceará e Rio Grande do Sul.
Na ilustração abaixo, é possível se ter uma ideia do mapeamento de decisões que fortalecem a defesa das concessionárias.
Com a alteração da CF promovida pela Reforma Tributária, como dito, foram ampliadas as hipóteses de destinação do produto arrecadado de COSIP, abrangendo-se também o custeio, a expansão e a melhoria dos sistemas de monitoramento para segurança e preservação de logradouros públicos.
Por consequência, fica ainda mais evidente que a distribuidora de energia elétrica não possui qualquer relação com o fato gerador da contribuição e, dessa forma, jamais poderia figurar como responsável tributária, já que não preenche o requisito estabelecido pelo CTN e reforçado pelo STJ.
Esse novo cenário traz um reflexo de esperança como reforço argumentativo para a situação das distribuidoras de energia elétrica.
Espera-se que o Judiciário, iluminado pelo espírito da Reforma, permaneça trilhando um caminho favorável às concessionárias e impeça a tentativa vil dos municípios de obter a prestação do serviço de arrecadação sem arcar com a remuneração para tanto.
Por fim, a título informativo, cabe registrar que alguns municípios já possuem projetos de lei em andamento para adequar a lei local de COSIP à EC 132/2023, como, por exemplo, o Município de São Paulo, por meio do PL 89/2024.
Este artigo expressa exclusivamente a posição dos autores e não necessariamente da instituição para a qual trabalham ou estão vinculados.
Fonte e Imagem: epbr.

// - Repensando a gestão energética e o papel das fontes

Apesar de vivermos em um cenário de excesso de oferta de geração, há uma carência na gestão inteligente dos reservatórios hídricos e dos atributos das fontes.
Com a escalada do uso de energias renováveis intermitentes (eólicas e solares), o Brasil se destaca por seu mix energético. Após grande escalada das eólicas desde 2010, a solar tem se destacado de forma proeminente nos últimos cinco anos com uma forte expansão, tanto na alta tensão como na sua forma distribuída (GD). Em determinados momentos do dia, esta fonte alcança a segunda posição em termos de geração elétrica, atrás apenas das tradicionais hidrelétricas.
Mas apesar de vivermos em um cenário de excesso de oferta de geração, nota-se uma carência na gestão inteligente dos reservatórios hídricos e dos atributos das fontes. Hoje não guardamos a água necessária para compensar a incerteza de amanhã das renováveis, e os geradores se instalam praticamente onde querem na rede, a despeito de sabermos da importância de uma expansão da geração coordenada com a da transmissão. Diante dos desafios inerentes à transição energética e mudanças climáticas, que nos impõe lidar com grandes incertezas associadas ao uso dos recursos de geração renováveis, o país precisa evoluir no modo que gerencia seus recursos eletroenergéticos.
A questão não é apenas quanta energia é gerada, mas como é gerida ao longo do tempo, transportada através da rede e absorvida pelos consumidores. Um sistema elétrico repleto de recursos renováveis intermitentes carece de geradores com muita flexibilidade operativa e de recursos de armazenamento. Neste contexto, um novo sistema de preços, capaz de sinalizar os reais custos de oportunidade dos atributos operativos das fontes, torna-se mais do que necessário - é um imperativo.
Os ancilares abrangem a flexibilidade que os geradores podem oferecer para desviarem do ponto nominal em escalas de milissegundos a minutos. Ou seja, é a flexibilidade de curto prazo necessária para contornar incertezas e fenômenos não modelados no processo da programação via mercado. Eles permitem o operador não só manter o sistema em sincronia em tempo real, contornando as variações instantâneas da carga e geração, mas também compensar a indisponibilidade de geradores e linhas em casos de contingências ou mesmo na compensação de erros maiores nas previsões da geração solar e eólica.
Do outro lado, figuram os produtos de flexibilidade, menos explorados na prática. A definição de flexibilidade pode ser bastante ampla e englobar até mesmo aspectos de rede. Apesar disso, eles têm sido amplamente associados a ofertas que os agentes fazem para oferecer ao operador do sistema uma capacidade adicional de variação da geração, para cima ou para baixo, para ser utilizada em intervalos de tempo bem definidos na programação diária. Em geral, são flexibilidades de capacidade de rampa de geração, ou qualquer outro recurso que reproduza esse efeito, como a redução da demanda.
Da maneira descrita, parece existir uma certa interseção conceitual entre os dois. Contudo, a diferença fica clara pela forma com que ambos são utilizados. De maneira simples, os serviços de flexibilidade visam atrair mais recursos de rampa para a programação nominal do operador, já os serviços ancilares são empregados para todo o resto que esta não contemplar na operação de tempo real.
As fontes convencionais controláveis, hidrelétricas e termelétricas, predominam, na prestação de todos esses serviços no Brasil. Quase todos os erros de previsão da geração eólica e solar absorvida pelo sistema hoje são resolvidos pelas hidrelétricas na etapa de ajuste da programação diária e por todas as fontes participantes dos serviços ancilares no tempo real. Assim, dada a grande relevância do papel que a compensação da incerteza, falta de inércia e variabilidade das renováveis assume na transição energética, uma revisão no sistema de remuneração é prioritária. Não obstante, deve-se remunerar toda e qualquer fonte que contribua para esse papel de maneira isonômica. Somente assim poderemos descobrir, e não definir, quais serão as tecnologias e o mix de fontes que irão predominar no futuro do sistema.
Temos amplo cardápio para promover esses serviços: das tradicionais hidrelétricas e termelétricas rápidas já instaladas e operando, passando pelas centrais reversíveis e baterias, até a famosa resposta da demanda, que a depender do preço poderia incentivar o emergente mercado varejista a criar produtos nunca vistos (aqui no Brasil). Mas para que isso funcione, precisamos de um novo esquema de programação diária da geração. Nele, os produtos energia, reservas e flexibilidade de rampas precisam ser cootimizados com garantia de entrega pela rede.
Já no âmbito regulatório, o mercado também precisa ser ajustado para se aproximar à nova realidade operativa. Precisamos de preços que reflitam os custos de oportunidade dos serviços prestados pelas fontes. Da mesma forma como hoje obtemos da programação diária os custos marginais de operação que dão origem ao PLD, preço de curto prazo da energia que liquida as diferenças entre os contratos e geração, obteríamos também os custos marginais desses novos serviços.
Já no âmbito regulatório, o mercado também precisa ser ajustado para se aproximar à nova realidade operativa. Precisamos de preços que reflitam os custos de oportunidade dos serviços prestados pelas fontes. Da mesma forma como hoje obtemos da programação diária os custos marginais de operação que dão origem ao PLD, preço de curto prazo da energia que liquida as diferenças entre os contratos e geração, obteríamos também os custos marginais desses novos serviços.
Assim, enquanto o PLD remunera os geradores pelo que se espera que vá acontecer no dia seguinte, os preços da flexibilidade e dos serviços ancilares passam a remunerar os agentes de acordo com suas capacidades de variar a energia ao longo das horas e de responder em tempo real. Esses novos preços passariam a complementar o esquema de remuneração por custos marginais, atualmente criticados por não refletirem o valor dos recursos energéticos que permitem absorver a incerteza das renováveis. Eles ajudariam a reequilibrar o valor das fontes refletindo em suas atratividades comerciais os papéis desempenhados de forma transparente e economicamente coerente.
Essa é uma evolução no sistema de preços tão natural e necessária quanto foi a dos preços horários implementada em 2021. Ela encontra respaldo na literatura e na prática da maior parte dos mercados elétricos desenvolvidos do mundo. Mas além disso, para garantirmos a sustentabilidade desses serviços ao longo dos anos, o cálculo do valor da água, realizado pelos modelos de médio e longo prazo, também precisa ser atualizado de forma consistente. Somente assim as hidrelétricas e termelétricas serão coordenadas de forma a guardar a água necessária para garantir esses serviços no futuro.
Um novo sistema com preços de serviços ancilares e flexibilidade cootimizados com a energia não seria a solução de todos os problemas, mas permitiria um norte para investimentos menos míope aos novos papéis das fontes.
Alexandre Street é professor associado do Departamento de Engenharia Elétrica do CTC/PUC-Rio.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Geração eólica deve se manter 'dentro do normal' em 2024, mas chuvas devem decepcionar

Após um primeiro trimestre abaixo do esperado, a safra de ventos para geração eólica.
deve se manter dentro do “normal” em 2024, segundo Alexandre Nascimento, sócio-diretor da Nottus Meteorologia.
“Em ano de El Niño, espera-se que os ventos na região Nordeste sejam mais fortes do que o normal. [Contudo], a expectativa é de que tenhamos uma safra de ventos dentro do normal esse ano. Se, por um lado, observamos temperaturas altas, puxando uma carga bastante expressiva, por outro temos um aporte da geração eólica para contrapor essa posição”, afirmou o executivo durante entrevista coletiva nesta terça-feira, 23 de abril.
Segundo Nascimento, a chuva no começo de abril reduziu a geração eólica, mas o vento voltou a ser favorável no Nordeste, que apresentou cerca de 12 GW da fonte no período, indicando uma melhora para essa época do ano. Para os próximos meses, as condições continuam sendo favoráveis à geração eólica, com previsões iniciais indicando ventos cada vez mais fortes na área leste do país.
Ventos fortes, pouca chuva
Em relação à hidrologia, o estudo Impactos do Clima no Setor Elétrico em 2024 elaborado pela Nottus aponta que haverá período de chuva abaixo da média em diversas regiões do Brasil nos próximos meses.
“Entre o final do outono e o inverno no Hemisfério Sul, a expectativa é prevalecer uma condição climática neutra. Temos a possibilidade de surgir um novo La Niña ao longo do segundo semestre de 2024”, avalia Desirée Brandt, meteorologista e sócia-executiva da Nottus.
De acordo com a executiva, estão previstas precipitações mais localizadas e cada vez mais espaçadas, mesmo que ultrapassem a média histórica em algumas regiões do território nacional. A previsão indica chuva abaixo da média em importantes áreas hidrográficas como Bacia do Tietê, Rio Grande, Paranaíba e a montante da Bacia do Tocantins.
Com base em dados da Administração Nacional Oceânica e Atmosférica dos EUA (NOAA, na sigla em inglês), a meteorologista da Nottus conta que o El Niño termina no decorrer do outono. Já o La Niña pode aparecer a partir do mês de julho.
“Com a eventual configuração do La Niña, existe historicamente o risco de atraso do próximo período chuvoso no Brasil, prolongando o período seco”, complementa Alexandre Nascimento, sócio-diretor e meteorologista da Nottus. “Normalmente, a expectativa é de que o La Niña retarde o período úmido. Modelos sugerem chuva em outubro, mas trata-se de uma previsão muito precoce e que merece acompanhamento”, finaliza.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - MP da tarifa amplia a desigualdade elétrica

Os pobres não serão beneficiados pela redução. A maior parte deles possui a tarifa social e, por isso, não paga os empréstimos associados às contas Covid e Escassez Hídrica.
O setor elétrico criou um axioma: mesmo que se saiba o que e como fazer, será feito errado. A Medida Provisória 1212, MP da conta de luz, é um exemplo.
A tarifa atual, das mais elevadas do mundo, para ficar em nível razoável deveria ser 30% menor. Faz sentido o empenho do governo para reduzi-la. Na cerimônia de lançamento da MP se falou muito nos pobres. Mas os pobres não serão beneficiados pela redução de tarifa. A maior parte desse universo de brasileiros possui a tarifa social e, por isso, não paga os empréstimos associados às contas Covid e Escassez Hídrica.
A redução da tarifa em 3,5% será sustentada por recursos de um fundo da privatização da Eletrobras, que serão usados para liquidar antecipadamente esses empréstimos. Mas quem serão os beneficiados?
A outra parte da MP cuida de estender por três anos o prazo para que as fontes renováveis variáveis (FRVs) acessem um subsídio que já é responsável por quase 14% da tarifa. O governo, com a MP, põe o investidor na corrida por mais subsídios.
Contudo, o custo de investir em eólica e solar reduziu mais que 50% nos últimos 10 anos, o que eliminaria a necessidade de subsídio. Em 2024, para cerca de 60 GW de eólica, solar, biomassa e pequenas hidrelétrica, o valor do subsídio é da ordem de R$ 10 bilhões. Como há mais 90 GW aptos à “corrida”, se 80% forem bem-sucedidos, na conta de subsídios serão adicionados R$ 12 bilhões.
Como quase 100% dos projetos estão no Nordeste, e o consumo no Sudeste, mais linhas de transmissão (LTs) serão construídas. Mais LTs, sem o aumento proporcional do consumo, fazem crescer o valor absoluto do subsídio. Exemplo.: se, em 2024, o subsídio, calculado como 50% do custo de transmissão, correspondia a R$ 14/MWh, pode chegar a R$ 20/MWh em 2029. Logo, quando as novas FRVs entrarem em operação o subsídio já não será R$ 12 bilhões, e sim R$ 16 bilhões ou até mais.
E, pelo menos até 2032, há uma sobra monumental de energia, entre 30 e 35 GW, a depender do nível médio de consumo num dia normal ou de muito calor. É um excedente que daria para atender à soma dos consumos do Nordeste e do Sul.
Sem a MP, as FRVs já adicionam 20 GW ao ano. O consumo cresce menos da metade disso. A MP, então, acelera muito o crescimento da oferta e eleva a sobra. Uma consequência é que o consumidor pagará por uma energia que não será gerada. E pagará também por uma expansão da transmissão que muito pouco será utilizada. Ponha mais uns R$ 2 bilhões nos custos da MP.
E a maior parte desses custos será alocada ao pequeno consumidor. Embora seja dito que o incentivo é para as FRVs, o grande consumidor do mercado livre, e só ele, que compra diretamente energia dessas fontes, tem direito a igual subsídio. Além disso, em virtude da sobra, o preço no mercado livre cairá mais ainda, o que beneficia novamente o grande consumidor.
E a MP acentua um grave problema estrutural. Todos os dias, entre 15 e 17 h, a geração solar cai de 28 GW para zero. Tudo isso, hoje, é substituído por hidrelétricas. Com a prorrogação do subsídio, esse volume, que seria 50 GW em 2029, passa para mais de 80 GW. Não haverá hidrelétrica suficiente para a substituição. Termelétricas serão necessárias. Assim, a MP desordenou mais ainda o setor elétrico e aumentou riscos e custos. E advinha quem pagará a maior parte disso?
Conclusão: o governo, com a MP, amplia a desigualdade elétrica. O Brasil tem tudo para liderar a transição energética, mas, insisto: no arranjo atual, a transição é rentável para o investidor, barata para quem dela se beneficia, mas é cara, injusta e perversa para os mais pobres.
Detalhe: o número da MP é 1212. No jogo do bicho, 12 é o grupo do elefante. O governo pôs na sala dois elefantes, mas bem ensinados.
*Edvaldo Santana, doutor em engenharia de produção e professor titular aposentado da Universidade Federal de Santa Catarina, foi diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Mês de abril deve terminar com nova onda de calor no Brasil, diz Climatempo

Temperaturas podem ficar até 5ºC acima da média no centro-sul do país até o dia 2 de maio.
O fim de abril deverá ser marcado por temperaturas elevadas na região centro-sul do Brasil com mais uma onda de calor, segundo previsão da Climatempo. Será a quarta desde o início de 2024. As temperaturas podem ficar até 5ºC acima da média na região entre os dias 22 de abril e 2 de maio.
Uma área de alta pressão na média atmosfera deve ganhar força sobre as áreas do Mato Grosso do Sul e Paraná, com migração para regiões do Sudeste entre o fim de abril e começo de maio. Segundo a Climatempo, o sistema deve estacionar na região centro-sul, formando uma espécie de bloqueio atmosférico para a chegada de frentes frias no Centro-Oeste e Sudeste do país e mantendo o ar seco e quente.
Mesmo no outono, a expectativa é de temperaturas elevadas até o início de maio, situação que poderá se estender. Uma das características da onda de calor é a intensificação do ar de cima para baixo, inibindo a formação das nuvens de chuva e aumentando o calor.
A ausência de uma massa de ar frio forte o suficiente para gerar mudança nas condições do tempo deve manter o ar quente em grande parte do Brasil.
Veja as médias previstas para os próximos dias:
Campo Grande (MS): 29ºC
Cuiabá (MT): 33ºC Goiânia (GO): 31ºC
São Paulo (SP): 26,6ºC Belo Horizonte (MG): 27,6ºC
Para a Organização Mundial da Saúde (OMS), se configura uma onda de calor quando as temperaturas permanecem 5ºC acima da média por mais de cinco dias seguidos.
Este cenário deve acontecer na faixa central e oeste do estado de São Paulo, noroeste do Paraná, em todo o estado do Mato Grosso do Sul, no triângulo Mineiro e sul de Goiás. Nessas regiões os termômetros podem superar os 35ºC.
Além de dias quentes, as madrugadas tendem a ficar abafadas em Mato Grosso do Sul, Paraná e oeste de São Paulo, por conta do escoamento do ar quente na virada de abril a maio.
No leste de São Paulo, Minas Gerais, Goiás e no Distrito Federal, as temperaturas devem ficar de 3ºC a 5ºC acima da média, mas, com temperaturas mínimas mais baixas devido ao ar seco.
A atenção vai para a amplitude térmica –distância entre a mínima e a máxima– que pode chegar a até 22°C de diferença. A Climatempo informa que os modelos meteorológicos indicam uma manutenção desse padrão até a primeira semana de maio.
Além da onda de calor, o centro-norte do Paraná, o estado de São Paulo –com exceção do litoral–, noroeste e triângulo Mineiro, sul de Goiás e centro-leste de Mato Grosso do Sul tem alertas para umidade relativa do ar abaixo dos 30%. A OMS estabelece como ideal a umidade entre 50% e 60%.
Cuidados durante a onda de calor
Hidratação
Evitar exposição ao sol entre 10h e 16h
Aplicação de protetor solar regularmente
Usar roupas leves
Em casos de exaustão ou insolação, é necessário procurar atendimento médico.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Projetos de hidrogênio verde se espalham no país

Ao menos 15 fábricas de hidrogênio de baixo carbono operam ou estão em processo de implantação.
O Brasil é um dos países que reúnem as condições mais favoráveis para produzir em larga escala o chamado hidrogênio verde (H2V) e alcançar o protagonismo global na condução da transição das tecnologias energéticas baseadas em combustíveis fósseis para as renováveis. Além de privilegiado por ter fontes limpas de geração de energia, como água, vento e incidência solar, o país é rico na produção de biomassa, o que pode diferenciá-lo na produção do combustível.
Dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao Ministério de Minas e Energia, indicam que o Brasil tem potencial para produzir até 1,8 gigatonelada de hidrogênio por ano. Se for considerado apenas o potencial de produção a partir de fontes renováveis onshore, esse potencial cai para 18 megatoneladas/ano. Mesmo assim, esse volume já representa aproximadamente 20% da produção global atual de H2V, diz Felipe Gonçalves, superintendente de pesquisa da FGV Energia, centro de estudos mantido pela Fundação Getulio Vargas.
Atualmente, existem ao menos 15 plantas-piloto de hidrogênio verde no país ou em processo de implantação, a maioria delas voltada à produção a partir da eletrólise da água, que utiliza eletricidade de fontes renováveis, como solar, eólica e hidrelétrica. A região Nordeste é a que concentra o maior número de projetos para produção de hidrogênio de baixo carbono. O Ceará, por exemplo, congrega cerca de seis projetos relacionados ao desenvolvimento do H2V. O de maior destaque é o Hub de Hidrogênio Verde do Complexo do Pecém, criado em 2021 por meio de uma joint venture entre governo do Ceará e o porto de Roterdã, o maior e principal da Europa.
Outro Estado da região que tem concentrado projetos de desenvolvimento de hidrogênio verde é Pernambuco, que já conta com quatro plantas-piloto. Uma delas é o centro de testagem TechHub, do Complexo Industrial Portuário do Suape, que vai desenvolver tecnologias destinadas à produção de H2V. Inicialmente, o TechHub vai selecionar projetos de empresas instaladas no complexo industrial interessadas em criar tecnologias para geração de hidrogênio de baixo carbono. Numa segunda etapa, também serão aceitas propostas externas.
“O conceito do TechHub não é a produção em larga escala de hidrogênio verde. O centro vai atuar com plantas-piloto que possam ser desenvolvidas e que, após atingirem a maturidade e passarem por análise de viabilidade técnica, poderão ser aplicadas em grande escala”, explica o diretor-presidente de Suape, Marcio Guiot.
O potencial e as oportunidades que poderão ser abertas pelo hidrogênio verde têm atraído também o interesse de outras regiões, com usinas que usam uma variedade de processos que não apenas a eletrólise da água. Em Toledo, no Paraná, a Me Le Biogás Brasil desenvolve o projeto de uma usina de biometano para produzir hidrogênio de baixo carbono usando resíduos da cadeia de produção e industrialização de proteína animal - suínos, aves, gado leiteiro e piscicultura.
De acordo com Neudi Mosconi, sócio administrador da companhia, a expectativa é que a primeira fase do programa possa alcançar uma produção local de aproximadamente 55 mil metros cúbicos de biometano por hora, que serão transportados por gasodutos até uma central com potencial de produzir mais de 3,3 toneladas por hora de H2V.
A primeira fábrica do combustível a entrar em operação no país fica na divisa dos Estados de Minas Gerais e Goiás, instalada na usina hidrelétrica de Itumbiara, da Eletrobras. Construída em 2021, em parceria com a startup BGEnergy, a planta atingiu a produção acumulada de 2 toneladas de H2V no ano passado, o maior volume já atingido por uma indústria dessa natureza no Brasil.
Recentemente, a Eletrobras assinou um memorando de entendimento com o braço no Brasil da Paul Wurth, de Luxemburgo, para colaboração no mercado de produção e utilização de hidrogênio renovável em processos industriais. “O hidrogênio verde desempenha um papel importante que vem se somar à geração hidrelétrica no fornecimento de energia limpa, sendo uma fonte com potencial de uso diverso para uma significativa redução das emissões de carbono e o desenvolvimento de uma economia mais sustentável”, defende o vice-presidente de comercialização e soluções em energia da companhia, Ítalo de Freitas.
A Engie ainda não tem plantas de H2V, mas planeja desenvolver 4 GW de capacidade instalada até 2030, sendo 1 GW no país. “O Brasil terá disponibilidade de recursos renováveis 17 vezes maior que sua demanda em 2050 e aqui podemos aproveitar as infraestruturas já existentes nos polos industriais [portos, dutos de transporte de gás, terminais etc]”, diz Maurício Bähr, CEO da companhia no Brasil.
A empresa firmou memorando de entendimento com o governo cearense para estudar projetos em Pecém com foco na exportação de hidrogênio e amônia verdes, mas também avalia o uso para a indústria local, como de químicos, aço e mineração, e oportunidades na Bahia, em Minas Gerais e no Paraná. “É muito mais vantajoso usar a sua [do Brasil] abundância de energias renováveis não para exportar um insumo, mas, sim, produzi-lo e usá-lo localmente, atraindo unidades industriais de setores intensivos”, afirma Bähr.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Cemig faz leilão de CGHs e PCH em Minas Gerais

Marcado para 3 de julho, certame terá lote único com valor mínimo de R$ 29,1 milhões.
A Cemig lançou edital de leilão de três centrais geradoras hidrelétricas e uma pequena central hidrelétrica (PCH), localizadas em Minas Gerais. Marcado para o dia 3 de julho, o certame em lote único terá valor mínimo de R$ 29,1 milhões. Parte da energia das usinas já está contratada por pelo menos 20 anos no sistema de cotas, o que segundo a Cemig agrega maior previsibilidade de receita aos investidores.
O leilão envolve as CGHs Marmelos, de 4 MW, em Juiz de Fora; Sinceridade, de 1,4 MW, em Manhuaçu; e Machado Mineiro, de 1,7 MW, em Águas Vermelha; e a PCH Martins, de 7,7 MW, em Uberlândia. As CGHs, pela legislação brasileira, têm até 5 MW de potência instalada, e as PCHs são aquelas acima desse limite até 30 MW.
De acordo com o planejamento da Cemig, o leilão visa melhorar a eficiência operacional e a alocação de capital. "A orientação é de que os recursos humanos e financeiros sejam alocados prioritariamente em empreendimentos mais representativos para o parque gerador da companhia”, disse em comunicado o superintendente de desenvolvimento de negócios da Cemig, Robson Carminati.
A descrição das unidades e demais informações relativas ao processo estão disponíveis no portal de compras da Cemig e podem ser acessadas por meio do link Licitação 500-W20344. Os potenciais investidores já podem acessar o Data Room, sob solicitação até o dia 25 de junho. As visitas técnicas das usinas serão agendadas para realização entre 29 de abril e 17 de maio.
Fonte e Imagem: ArandaNet.

// - Quais os incentivos fiscais para energia limpa no Brasil e o que muda com a reforma tributária


O Brasil possui atualmente uma série de incentivos fiscais para energia limpa nos três níveis de governo. São poucas —mas importantes— iniciativas nacionais e muitas que dependem dos governos estaduais, algo que deve mudar a partir de 2026 com a implantação da reforma tributária aprovada no ano passado.
Um dos principais focos dos benefícios atuais é a desoneração de investimentos em infraestrutura para geração de energia eólica, solar, de biomassa e de biocombustíveis.
Há também incentivos para compra de equipamentos para aproveitamento dessa energia, como aquecedores solares, além de regras simplificadas para recolhimento de alguns desses tributos.
Levantamento da consultoria PwC sobre incentivos para energias renováveis na América do Sul lista 21 benefícios federais e estaduais no Brasil.
Isso inclui isenção para importação de equipamentos, redução no imposto sobre lucro das empresas envolvidas nos projetos e incentivos de tributos alterados pela reforma aprovada em 2023 (PIS, Cofins, IPI, ICMS e ISS).
Segundo a PwC, todos os sete países analisados (Argentina, Brasil, Chile, Colômbia, Equador, Peru e Uruguai) oferecem isenção ou recuperação de impostos sobre valor agregado. No sistema brasileiro, o principal tributo com essa característica é o ICMS estadual.
Regimes especiais e isenções do imposto de renda federal também são comuns a quase todos os países, incluindo o Brasil.
A consultoria destaca quatro benefícios válidos em todas as regiões do país. Três do governo federal e um dos estados (veja abaixo).
ALGUNS BENEFÍCIOS FISCAIS NACIONAIS PARA ENERGIA LIMPA NO BRASIL
PIS/Cofins (federal): Alíquota zero na importação de peças utilizadas exclusiva ou principalmente em turbinas eólicas, exceto pás eólicas
PIS/Cofins (federal): Suspensão sobre aquisições de máquinas, equipamentos e serviços destinados ao ativo imobilizado de projetos de infraestrutura no setor de energia
IRPJ (federal): Projetos nas regiões da Sudene (Nordeste) e da Sudam (Amazônia) têm redução de 75% do imposto de renda das empresas por até dez anos
ICMS (estadual): Isenção para equipamentos e componentes para aproveitamento de energia solar e eólica, como turbinas, aquecedores solares e geradores fotovoltaicos
No âmbito federal, há o Reidi, regime especial para infraestrutura com isenção de PIS/Cofins. Não se trata de um benefício direcionado apenas ao setor de energia renováveis —inclui transportes, portos, saneamento, irrigação e também energia fóssil—, embora seja amplamente utilizado nesses projetos.
Outro benefício importante, a isenção federal para importação de painéis solares, começou a ser revisto neste ano, com cotas que serão reduzidas até 2027.
Vandré Pereira, sócio da área tributária da PwC, afirma que os incentivos federais podem ser considerados mais reduzidos em relação às políticas dos governos estaduais, que têm iniciativas mais direcionadas para atrair investimentos de infraestrutura nessa área. "Os estados têm dinamizado esse ambiente de atração de incentivos para energia limpa", afirma.
O executivo diz que esse é um dos fatores que tornam o Brasil um mercado com boas oportunidades para investimento na área. "Eu vejo um ambiente de energia muito propício para se posicionar neste momento e nos próximos anos, quando a gente pensa no que se projeta para o país no longo prazo. Um país que vai ser um fornecedor de crédito de carbono, de hidrogênio verde, e tudo isso consome muita energia."
Douglas Mota, sócio da área tributária do Demarest, afirma que incentivos fiscais são fundamentais para o desenvolvimento de políticas voltadas para uma matriz energética limpa. Seja para infraestrutura, operação ou financiamento de projetos.
Ele lembra que as dificuldades para esse investimento no Brasil passam não só pela questão da carga, mas também pela complexidade do sistema tributário.
"Nós queremos incentivar energias limpas para o Brasil ser o carro-chefe mundial nisso? Isso passa por incentivo fiscal", afirma. "Você tem incentivos para energias limpas do ponto de vista federal, estadual, municipal. Não se trata exatamente de uma política institucionalizada, mas há incentivos."
O QUE MUDA COM A REFORMA TRIBUTÁRIA
O sócio do Demarest afirma que a reforma tributária deve ajudar nessa simplificação, embora não esteja garantido no texto constitucional um tratamento diferenciado para todos os tipos de energia renovável. "O que se promete entregar é simplificação, o que já é uma grande ajuda", afirma Mota.
Especificamente na área de energia limpa, o texto aprovado no ano passado garantiu tributação para biocombustíveis e hidrogênio de baixa emissão de carbono inferior à dos combustíveis fósseis. A forma como isso será implementado depende de lei complementar que será apresentada pelo governo neste ano.
A reforma também trata de incentivos para produção de carro elétrico ou híbrido e diz que o Imposto Seletivo —sobre itens prejudiciais à saúde e ao meio ambiente— não incidirá sobre energia elétrica, sem fazer distinção entre fontes de geração.
Está prevista a desoneração de todos os investimentos, em qualquer área, questão que também beneficia projetos de energias renováveis.
A regra geral prevê ainda que benefícios tributários serão válidos em todo o país, sem diferenciação por estado ou município.
Além disso, as regras que valem para o novo tributo federal, a CBS, que vai substituir o PIS/Cofins, também se aplicam ao imposto de estados e municípios, o IBS —que irá suceder o ICMS e o ISS.
É um cenário que talvez seja até melhor, porque hoje você tem de correr atrás do incentivo federal e dos estaduais e municipais para essa infraestrutura. No futuro, vai ficar consolidado. Pode ter isenção de IBS e CBS. Fica mais simples. Isso ajudou a melhorar a fotografia do impacto da reforma tributária no setor de energia", afirma Vandré Pereira, da PwC.
ALGUNS BENEFÍCIOS ESTADUAIS
ICMS em São Paulo
Redução da base de cálculo para biogás e biometano, com alíquota efetiva reduzida de 12%
Diferimento para determinadas mercadorias destinadas a usinas termelétricas com biomassa
Suspensão na importação e diferimento nos insumos para geração de energia eólica
Suspensão na importação de mercadorias sem similar no país para gerar energia a partir da biomassa de cana-de-açúcar
ICMS no Rio Grande do Sul
Isenção para importação de equipamento de energia solar sem similar no país
Diferimento no fornecimento de energia de parque eólico para concessionária ou distribuidora
Diferimento na comercialização de óleo e gordura vegetal ou animal destinados a produtores de biocombustíveis
Isenção para exportação de produtos para produção de energia solar e eólica ICMS no Nordeste
Isenção para aquisição de ativos para produção de energia eólica no Rio Grande do Norte
Diferimento na importação de estrutura metálica e cabos destinados a usinas eólicas ou solares e para insumos para fabricação de gerador solar fotovoltaico em Pernambuco
Diferimento e crédito presumido para usinas geradoras de energia eólica e solar no Piauí
Diferimento nas operações interestaduais e na importação de máquinas e materiais para captura, geração e transmissão de energia solar ou eólica no Piauí
Diferimento para importação de peças, equipamentos e componentes ou para manutenção e reparação para equipamentos de geração de energia eólica no Bahia.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

// - Ministro vê pontos muito caros ao Brasil em MP 1212

Segundo Alexandre Silveira, o governo vai insistir em pontos que devam ser preservados.
A Medida Provisória n° 1212, que visa à promoção do desenvolvimento de projetos de energia elétrica limpa e renovável, rincipalmente eólicos e solares, e de medidas para a atenuação das tarifas de energia elétrica aos consumidores já está em tramitação na Câmara dos Deputados. O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, declarou nesta quinta-feira, 18 de abril, como a articulação já está na Câmara e se dá pela Secretaria de Relações Institucionais só vão participar na orientação. “Primeiro vamos levar dados até SRI, ao Ministro Padilha, e depois quando nós formos consultados sobre a possibilidade de sanção ao veto”, disse.
O ministro afirmou que é natural respeitar os limites e os desafios que já não são do Ministério de Minas e Energia. “Naturalmente tem pontos que são muito caros ao país e que nós estamos acompanhando de perto”, declarou.
Ele ainda pontou que todos sabem da defesa para que subsídios não deprimam a economia nacional. “Subsídios na transição energética já foram dados àqueles que foram necessários para que a gente tivesse e pudesse hoje ser considerado no mundo um líder na transição energética global”, explicou.
Segundo Silveira, o ministério tem mantido uma política pública muito vigorosa. “Digo no sentido de manter um equilíbrio para que a gente possa ter autoridade até para poder rediscutir fontes de financiamentos do setor energético brasileiro fora da conta do consumidor”, finalizou.
Enel SP
Questionado sobre uma possível caducidade da Enel em São Paulo, o ministro afirmou que a situação da distribuidora ainda está em análise pela Aneel e não tem nada definido. Mas disse que o MME vai deixar claro no decreto de renovação das concessões, que empresas em processo de caducidade não tenham direito. “Em linhas gerais, isso até porque o TCU apontou a necessidade de decretos específicos para cada distribuidora a prazo e a cabo, nós estamos contemplando que empresas em processo de caducidade não tenham o direito de aproveitar num primeiro momento”, explicou.
Segundo ele, o processo tem uma intervenção dele junto à Aneel para que ela faça uma fiscalização rigorosa no serviço da Enel SP. “E eu ampliei essa semana também para o estado do Ceará, não ficou restrito a São Paulo, em consequência de ter recebido a CPI da Enel no Ceará para que a gente possa ter dados e elementos. Com isso, a Aneel terá dados e irá decidir sobre o início do processo de caducidade ou mesmo de uma intervenção caso necessário”, afirmou.
Ele pontou que isso é de responsabilidade da Aneel, mas como formulador de política não pode se omitir. “Todos sabem do vigor que o ministério tem tido e a proatividade na questão energética brasileira. A competência do processo de fiscalização e também junto ao possível ao processo de caducidade é de responsabilidade da Aneel”, disse.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Ministro vê pontos muito caros ao Brasil em MP 1212

Segundo Alexandre Silveira, o governo vai insistir em pontos que devam ser preservados.
A Medida Provisória n° 1212, que visa à promoção do desenvolvimento de projetos de energia elétrica limpa e renovável, rincipalmente eólicos e solares, e de medidas para a atenuação das tarifas de energia elétrica aos consumidores já está em tramitação na Câmara dos Deputados. O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, declarou nesta quinta-feira, 18 de abril, como a articulação já está na Câmara e se dá pela Secretaria de Relações Institucionais só vão participar na orientação. “Primeiro vamos levar dados até SRI, ao Ministro Padilha, e depois quando nós formos consultados sobre a possibilidade de sanção ao veto”, disse.
O ministro afirmou que é natural respeitar os limites e os desafios que já não são do Ministério de Minas e Energia. “Naturalmente tem pontos que são muito caros ao país e que nós estamos acompanhando de perto”, declarou.
Ele ainda pontou que todos sabem da defesa para que subsídios não deprimam a economia nacional. “Subsídios na transição energética já foram dados àqueles que foram necessários para que a gente tivesse e pudesse hoje ser considerado no mundo um líder na transição energética global”, explicou.
Segundo Silveira, o ministério tem mantido uma política pública muito vigorosa. “Digo no sentido de manter um equilíbrio para que a gente possa ter autoridade até para poder rediscutir fontes de financiamentos do setor energético brasileiro fora da conta do consumidor”, finalizou.
Enel SP
Questionado sobre uma possível caducidade da Enel em São Paulo, o ministro afirmou que a situação da distribuidora ainda está em análise pela Aneel e não tem nada definido. Mas disse que o MME vai deixar claro no decreto de renovação das concessões, que empresas em processo de caducidade não tenham direito. “Em linhas gerais, isso até porque o TCU apontou a necessidade de decretos específicos para cada distribuidora a prazo e a cabo, nós estamos contemplando que empresas em processo de caducidade não tenham o direito de aproveitar num primeiro momento”, explicou.
Segundo ele, o processo tem uma intervenção dele junto à Aneel para que ela faça uma fiscalização rigorosa no serviço da Enel SP. “E eu ampliei essa semana também para o estado do Ceará, não ficou restrito a São Paulo, em consequência de ter recebido a CPI da Enel no Ceará para que a gente possa ter dados e elementos. Com isso, a Aneel terá dados e irá decidir sobre o início do processo de caducidade ou mesmo de uma intervenção caso necessário”, afirmou.
Ele pontou que isso é de responsabilidade da Aneel, mas como formulador de política não pode se omitir. “Todos sabem do vigor que o ministério tem tido e a proatividade na questão energética brasileira. A competência do processo de fiscalização e também junto ao possível ao processo de caducidade é de responsabilidade da Aneel”, disse.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Silveira: Desafio é equilibrar e garantir segurança, financiamento e aposta na economia verde

Ministro de Minas e Energia considera que o setor elétrico já recebeu incentivos, que considera importantes, para alcançar seu desenvolvimento do mercado e que agora, é preciso “estimular a ponta do consumo”.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, considera que o setor elétrico já recebeu incentivos, que considera importantes, para alcançar seu desenvolvimento do mercado. Agora, é preciso “estimular a ponta do consumo”.
Para Silveira, esse objetivo do governo deve ser alcançado com as “medidas estruturais” que são discutidas com o setor. Segundo ele, existe o desafio, com essa iniciativa, de “equilibrar vários pratos”, ao ter que garantir segurança energética, fontes de financiamento e aposta na economia “verde”.
As declarações do ministro foram dadas durante o “Fórum Distribuição de qualidade para a inclusão e transição energética”, evento realizado pela Editora Globo em parceria com a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee).
Silveira voltou a dizer que é preciso equilibrar o tratamento dado a consumidores do mercado livre, onde a indústria tem liberdade para escolher de quem comprar energia, e regulado, onde pequenos e médios consumidores contratam energia somente da distribuidora local. Ele lembrou que o mercado regulado é formado pela classe média e pela população mais pobre, que assumem boa parte dos encargos reunidos na CDE - conta que repassa o custo de subsídios e políticas públicas para a tarifa.
Uma solução considerada pelo governo, disse Silveira, é modernizar os contratos de concessão das distribuidoras, no atual processo de renovação, garantindo a “separação do fio”. A medida permite às distribuidoras separarem, na fatura, os custos do serviço de distribuição em si dos demais encargos, como os relacionados à compra de energia, ao uso da rede de transmissão, entre outros. A iniciativa é defendida pelo setor, pois é vista como condição para ampliar o alcance do mercado livre.
Dentro do atual processo de renovação dos contratos, Silveira disse que pretende incluir “metas de digitalização” do serviço. Outra medida necessária para adesão de consumidores ao mercado livre, que garante acesso a conjunto de serviço adicionais, é a instalação de medidores de consumo eletrônicos. Os critérios da renovação vão constar em decreto que deve ser finalizado no prazo de até 15 dias.
No evento, o ministro de Minas e Energia afirmou que as “medidas estruturantes” preparadas pelo governo “vão corroborar com o [Projeto de Lei] 414”, que está com discussão parada na Câmara dos Deputados. A proposta legislativa também trata da modernização do setor elétrico e prevê maior acesso ao mercado livre por meio da chamada portabilidade da conta de luz.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Distribuição de energia investirá R$120bi em 4 anos, prevê ministro

Em evento do setor, ministro Alexandre Silveira faz defesa da relicitação de concessões definida pelo governo.
O governo quer garantir o investimento de R$ 120 bilhões pelos próximos quatro anos no segmento de distribuição de energia ao definir os critérios claros da renovação de contratos no setor. Atualmente, cerca de 20 concessionárias aguardam a publicação do decreto com as diretrizes para assinar a prorrogação das concessões, entre 2025 e 2031, com prazo adicional de 30 anos.
A fala do ministro foi dirigida a executivos do segmento de distribuição e autoridades públicas que participaram do “Fórum Distribuição de qualidade para a inclusão e transição energética”. O evento foi realizado pela Editora Globo em parceria com a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), com divulgação dos jornais Valor e “O Globo”.
A previsão de investimentos das distribuidoras foi apresentada por Silveira ao defender a importância da estratégia de manter os atuais grupos econômicos, que considera já comprometidos com o desenvolvimento do mercado de energia. “Tenho a visão pública de que o caminho mais seguro é o processo de renovação”, disse Silveira, ao reiterar a decisão do governo de buscar a prorrogação dos atuais contratos, em vez de abrir processo de relicitação.
Apesar de elogiar a capacidade de investimento do setor, Silveira disse ter chegado à constatação de que os atuais contratos “não estão adequados às expectativas do consumidor”, seja daqueles do setor industrial, seja das pessoas comuns. A ideia, disse, é “modernizar os contratos com mais compromissos”. Para o ministro, os critérios de renovação darão a sinalização “clara e objetiva” de onde as distribuidoras deverão investir.
No evento, o presidente da Abradee, Marcos Madureira, ressaltou que as distribuidoras abarcadas pelo atual processo de renovação representam mais de 60% do mercado de energia do país. Ele disse que atualmente as concessionárias, como um todo, investem R$ 32 bilhões por ano e respondem por mais de 200 mil empregos diretos.
“As distribuidoras fazem basicamente toda a captação de recursos e os repasses para a geração, a transmissão. Fazem o recolhimento de tributos e encargos, assegurando estabilidade econômica e financeira no setor”, afirmou o presidente da entidade. Segundo ele, essa contabilidade é feita com o faturamento anual de quase R$ 270 bilhões no segmento de distribuição.
Durante o fórum, o ministro de Minas e Energia afirmou que o setor elétrico se desenvolveu, especialmente o segmento de geração, apoiado em incentivos - atualmente criticados por especialistas por tornar a conta de luz cara. Isso proporcionou ao país, disse, uma matriz com 88% de energia limpa e renovável. “Os estímulos e os incentivos que aconteceram nos últimos anos, que custaram muito para brasileiros e brasileiras, foram importantes. Agora, precisa ser estimulada a ponta do consumo”, afirmou.
Silveira também falou da necessidade de resolver o alto custo da geração nos sistemas isolados. Ele sugeriu a substituição de usinas térmicas, na maior parte concentradas na região amazônica, por pequenos reatores nucleares.
A proposta envolve o interesse do governo de aproveitar as reservas de urânio para reduzir a despesa anual de R$ 12 bilhões com a operação das térmicas a base de óleo diesel.
O uso de usinas nucleares de pequeno porte tem crescido em outros países. O setor entende que, apesar de produzir rejeito radioativo, essas usinas são consideradas de fonte “limpa”, porque não emitem gases poluentes na atmosfera.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Setor eólico se mobiliza para derrubar jabutis no PL das eólicasoffshore

Projeto de lei faz parte da chamada “agenda verde”, mas tem sido fortemente criticado por agentes do setor elétrico por incluir pontos polêmicos como a criação de dispositivos que beneficiam termelétricas movidas a carvão mineral e projetos de gás natural.
O setor de energia eólica está se mobilizando no Senado para derrubar os trechos estranhos do projeto de lei (PL) 4.173/2023 — conhecidos como jubutis — que trata da regulamentação de eólicas offshore (em alto-mar) inseridos pela Câmara dos Deputados.
O projeto de lei faz parte da chamada “agenda verde”, que cria o marco legal das eólicas offshore, mas tem sido fortemente criticado por agentes do setor elétrico por incluir pontos polêmicos que desviam o foco do PL original, como a criação de dispositivos que beneficiam termelétricas movidas a carvão mineral e projetos de gás natural, por exemplo. A presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, diz que tem se articulado com os parlamentares e vai enviar uma carta para o relator da matéria e o presidente do senado com a proposta de retirar itens estranhos ao texto original.
“Eu pessoalmente falei com os senadores para ter a designação do relator. Foi designado na semana passada e agora estamos fazendo um chamado para a supressão de alguns artigos que foram incluídos pela Câmara dos deputados, principalmente os ‘jabutis’. (...). Nós vamos pedir que os artigos que estão no projeto, mas que não estão relacionados ao setor eólico sejam suprimidos”, diz Gannoum.
As emendas inseridas no texto incluem a contratação de térmicas a gás, manutenção da operação de usinas a carvão mineral, postergação do prazo para renováveis entrarem em operação com subsídios, contratação específica de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), postergação do prazo para micro e minigeração distribuída entrarem em operação com subsídio, construção de planta de hidrogênio, extensão dos contratos do Proinfa e contratação específica para eólicas no Sul.
A maioria dos projetos prevê subsídios com impactos tarifários. Segundo a consultoria PSR, a atual proposta de marco legal em tramitação tem potencial de elevar os preços da energia elétrica em R$ 25 bilhões por ano até 2050.
A diretora de Políticas Brasil do Conselho Global de Energia Eólica (GWEC, na sigla em inglês), Roberta Cox, frisa que os trechos inseridos no PL são contrassensos que desviam o foco do PL original que visa criar condições favoráveis ao desenvolvimento do setor e devem ser retirados da proposta.
Segundo a executiva, o texto original do PL foi amplamente debatido com diversas esferas interessadas da sociedade, mas emendas foram inseridas no projeto sem debate com o setor, deturpando o sentido da proposta.
“Acabaram colocando esses ‘jabutis’ na lei e tentando aproveitar uma oportunidade muito boa para o Brasil, que é desenvolver as eólicas offshore. É um contrassenso se pensar que está sendo feito uma lei na linha da transição energética e de descarbonizar o país e dentro desta mesma lei coloca incentivos ao petróleo e gás”, diz. O texto inclui também subsídios a fontes renováveis.
O receio da executiva é que a demora na aprovação do PL possa agravar a crise do setor eólico, que já enfrenta dificuldades significativas, levando até mesmo à desindustrialização. Ela enfatiza que, enquanto o Brasil hesita em fazer um marco regulatório, outros países já estão avançando no desenvolvimento das eólicas offshore, o que poderia resultar na perda de investimentos estrangeiros para o país.
“Tivemos reuniões no senado e com o governo e nossa conversa é sempre de dizer que o texto do PL estava bem trabalhado, mas entraram os ‘jabutis’, que são estranhos à matéria e o ideal é que sejam retirados, mas a maior urgência de todas é que destrave as eólicas offshore”, afirma.
É, no mínimo, contraditório que um projeto estratégico e integrante da chamada pauta “verde” incentive fontes de energia que, além de extremamente poluentes, são mais caras, menos eficientes e oneram sobremaneira o consumidor brasileiro.
O vice-presidente de Assuntos Públicos da Vestas para a América Latina, Leonardo Euler, salienta a importância do projeto para a cadeia do setor, mas considera contraditórias as emendas no projeto.
“É, no mínimo, contraditório que um projeto estratégico e integrante da chamada pauta ‘verde’ incentive fontes de energia que, além de extremamente poluentes, são mais caras, menos eficientes e oneram sobremaneira o consumidor brasileiro”, frisa.
Fonte e Imagem: Valor econômico.

// - Deputados reafirmam interesse da Câmara em participar de definição das regras de renovação das concessões das distribuidoras

Atualmente essas regras estão sendo discutidas apenas no governo federal.
Deputados pediram nesta terça-feira (16), em audiência pública na Comissão de Minas e Energia da Câmara, a adoção de critérios “mais contundentes” para a renovação das concessões das distribuidoras de energia elétrica que estão vencendo. Segundo eles, as empresas não prestam um serviço de qualidade para o consumidor.
Os parlamentares reafirmaram ainda o interesse da Câmara em participar da definição das regras de concessão para melhorar a prestação dos serviços. Hoje essas regras estão sendo discutidas apenas no governo federal.
Entre 2025 e 2031 vencem os contratos de concessão de 20 distribuidoras privatizadas na década de 1990. Essas empresas atendem 55,6 milhões de unidades consumidoras no Brasil.
Renovação por decreto
O assunto foi discutido a pedido do deputado Hugo Leal (PSD-RJ), que é autor de três projetos que buscam melhorar a qualidade e a transparência dos serviços prestados pelas empresas (PLs 444/24, 445/24 e 446/24).
O deputado disse que o Ministério de Minas e Energia ainda não entendeu que o Congresso Nacional quer participar da discussão das regras de prorrogação. Nesta segunda, o governo anunciou que a renovação será definida por decreto, que sai em até 15 dias.
“O ministério talvez não esteja entendendo o que é o papel de contribuição que esse Parlamento pode entregar”, reclamou Leal. Ele afirmou ainda que o projeto que trata da renovação das concessões, em análise na Câmara (PL 4831/23), não deve ser votado logo, apesar de estar em regime de urgência, devido à complexidade do assunto.
Novo modelo
O deputado Danilo Forte (União-CE) afirmou que já existe consenso entre os parlamentares de que o modelo atual das concessionárias precisa ser mudado. Também há consenso sobre a migração da Tarifa Social de Energia Elétrica (TSEE) para o orçamento da União. Hoje esse subsídio é custeado pela conta de energia dos consumidores brasileiros.
O deputado Lafayette de Andrada (Republicanos-MG) também defendeu “uma nova concepção” para renovar as concessões. Andrada apresentou um projeto de lei (PL 970/24) que condiciona a prorrogações dos contratos a uma série de exigências, como estudo técnico prévio que fundamente a vantagem da medida e consulta pública.
Andrada criticou as distribuidoras por estarem criando dificuldade para conectar as unidades de geração distribuída à rede elétrica. “As distribuidoras não estão obedecendo à lei, não estão obedecendo às próprias resoluções da Aneel”, reclamou.
Pressa
Durante a audiência pública, o diretor do Departamento de Políticas Setoriais do Ministério de Minas e Energia (MME), Frederico Teles, destacou a necessidade de uma solução rápida para a renovação das concessões das distribuidoras.
Ele explicou que a demora prejudica as empresas, que usam capital de uma forma intensiva. Sem uma definição para a prorrogação, elas têm captado recursos no mercado a custos mais altos.
“Como elas não têm a definição de seus critérios, estão sendo obrigadas a emitir mais debêntures de curto prazo, que traz aumento de custo capital”, disse.
Segundo o representante do MME, o governo já amadureceu um formato de prorrogação.
A urgência também foi reforçada pelo diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa. “Qualquer que seja a decisão, não podemos demorar com ela”, disse Feitosa.
Fonte e Imagem: Agência Câmara de Notícias

// - Ministro de Minas e Energia sinaliza que novo marco legaldo setor volta à pauta do governo

Alexandre Silveira disse que quer retomar diálogo para a atualização do marco legal do setor elétrico, em discussão há oito anos.
Na sexta-feira (12), o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, sinalizou que quer retomar diálogo pela atualização do marco legal do setor elétrico, que vem em discussão há oito anos.
Ao participar do Fórum Brasileiro de Líderes em Energia, Silveira afirmou que areestruturação do setor “não passará despercebida” e que vai buscar uma solução para temas como a separação entre o fio e a energia, na própria distribuição, fato que influi na forma como a energia elétrica é comercializada.
A recepção dos agentes do setor é de “otimismo moderado”, dadas as recentes decisões da pasta. A Medida Provisória 1.212, assinada na semana passada, é vista como contraditória, uma vez que ela reduz as tarifas de energia ao mesmo tempo que prorroga a concessão de subsídios, uma das principais causas de impactos tarifários.
Por outro lado, Silveira salientou que o sinal mais latente do governo se deu também na semana passada, quando o presidente Luiz Inácio Lula da Silva passou mais de três horas reunidos com agentes do setor elétrico para debater temas e receber sugestões de aperfeiçoamento do mercado de energia.
Silveira disse que o governo se abriu ao diálogo sobre o tema. “Nós vamos precisar da ajuda de todos. Absolutamente todos. Todos queremos avançar nas políticas, matriz energética e investimentos”, disse Silveira.
A preocupação do setor se dá porque Câmara dos Deputados, tramita o Projeto de Lei (PL) 414, sob relatoria do deputado federal e ex- ministro de Minas e Energia Fernando Coelho Filho (União Brasil-PE).
O PL foi fruto de diversas discussões entre as dezenas de associações do setor, que chegaram a um consenso que se não foi o desejado, foi o possível, de acordo com executivos que acompanharam o tema ao longo dos últimos anos. O PL passou pela Câmara e Senado, voltando para os deputados analisarem novamente, mas ficou parado naquela Casa.
Em paralelo, temas como o marco legal da micro e minigeração distribuída e a lei que tratou da privatização da Eletrobras passaram pelas Casas e entraram em vigor, com medidas que inclusive contrariariam o que estaria previsto no PL 414.
Além disso, outros temas como os marcos das eólicas offshore e do hidrogênio também tramitam nas Casas. Projetos de lei e medidas provisórias têm sido alvo de “jabutis” (emendas parlamentares com temas que não têm relação com a proposta original), o que aumenta a fragmentação do setor e contribui para a dificuldade de atualização do atual marco legal.
Com muitas medidas isoladas, atendendo a iniciativas setoriais, o modelo legal passou a exigir uma atenção mais intensiva por parte do governo.
O deputado federal Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), com atuação mais expressiva em projetos de lei relacionados ao setor de energia, avalia que o atual modelo regulatório do setor elétrico é “um Frankstein”, que precisa de reformulação urgente, situação evidenciada no iminente processo de renovação das concessões de 20 distribuidoras de energia.
Da mesma forma, o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, destacou o fato de que o modelo regulatório teve última atualização em 2004, fruto da evolução natural do setor e da diversificação de fontes de geração, como a entrada de renováveis.
Ele salientou que o setor elétrico passou por uma primeira reestruturação na década de 1990, abrindo a possibilidade de investimentos privados. “Naquele momento haviam poucas empresas, todas elas estatais, uma matriz com apenas duas fontes (hídrica e térmica), sendo muito mais fácil definir regras e governança”, disse ele.
Ao longo desses anos, a entrada de diversas políticas públicas em vigor, “justificáveis”, precisa ser repensada, dado o conjunto de subsídios que somam cerca de R$ 40 bilhões nas tarifas de energia elétrica em 2023, com aumento de R$ 3bilhões a R$ 4 bilhões neste montante, em 2024. “Isso é insustentável”, conclui Feitosa.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Abrapch é contrária ao PL que prevê alterar a CFURH

Associação acredita que que Projeto de Lei, proposto no Senado, deverá aumentar os custos ao consumidor final na tarifa de luz e impactar negativamente na distribuição de recursos aos municípios.
A Associação Brasileira de PCHs e CGHs (Abrapch) se manifestou contrária ao PL 2.918/2021, de autoria do Senador Luis Carlos Heinze, que pretende alterar a forma de cálculo da Compensação Financeira pela Utilização do Recurso Hídrico (CFURH). Segundo a associação, isso vai onerar excessivamente as pequenas usinas, que além de pagar duplamente a CFURH, terão que bancar um novo encargo que será criado. O resultado desta oneração excessiva, acabará sendo repassado ao consumidor final, que pagará uma tarifa de energia mensal mais cara.
Entre as propostas do PL está a mudança na forma de cálculo do CFURH. Hoje, a taxação é de 7% em cima da energia elétrica produzida (MWh) em cada usina. De acordo com a Abrapch, o PL pretende trazer a taxação para cima da receita operacional bruta da atividade de geração de energia elétrica (R$/MWh). Segundo Verônica Sánchez da Cruz Rios, diretora-presidente da Agência Nacional de Águas (ANA), a mudança vai onerar o setor elétrico em cerca de R$ 1,7bilhão.
A Abrapch acredita que isso não leva em conta o aumento de custos que as empresas geradoras de energia tiveram como resultado da última crise hídrica de 2020/2021. A presidente da Abrapch, Alessandra Torres de Carvalho, afirmou que o consumidor final passou pelo menos 17 meses seguidos em bandeira tarifária vermelha ou de escassez hídrica. Ainda assim, as bandeiras tarifárias não foram suficientes para cobrir o custo adicional gerado pela crise. Segundo ela, o déficit ainda gira em torno de R$ 8 bilhões ao Sistema Elétrico Brasileiro (SEB).
Além disso, o PL ainda quer alterar a distribuição desta taxa. Ele também propõe mudanças na distribuição aos entes federados (estados e municípios), que hoje podem usar o valor para qualquer melhoria e benefício à população. E a Abrapch acredita que não é um recurso “engessado”.
De acordo com a associação, os valores do CFURH somam enormemente no orçamento de algumas cidades onde as usinas hidrelétricas estão instaladas. “Um exemplo é Altamira (PA), onde cerca de 14% do orçamento municipal provém dos royalties da Usina Belo Monte. Outro exemplo a ser citado é da empresa Engie que, em 2020, ainda sob os impactos da crise hídrica, pagou R$ 87,5 milhões em royalties, beneficiando mais de 70 cidades nas quais mantém operações”, disse em nota.
O PL ainda prevê que a porcentagem federal não seja mais distribuída entre os ministérios envolvidos, e sim que entre de forma “global” à União. No entender da Abrapch, isso vai prejudicar a execução de políticas ambientais nacionais executadas por cada um destes ministérios e que dependem dos valores hoje distribuídos pelo CFURH para acontecerem. As pesquisas científicas, que impulsionam o desenvolvimento da economia, podem ser interrompidas. Ou seja, há um risco grande de desvio de finalidade do recurso destinado à Política Nacional de Recursos Hídricos.
O PL ainda prevê excluir a contribuição de 0,75% do CFURH, que hoje é destinada à ANA e que depende integralmente deste orçamento para funcionar. Segundo a associação, para manter as atividades da agência reguladora, o PL pretende criar uma nova contribuição. E isso vai fazer com que as usinas hidrelétricas paguem o triplo das contribuições que pagam hoje.
Segundo Alessandra, isso é mais que injusto, porque ao criar outro encargo, os empreendedores vão ter que jogar o preço para a tarifa. E isso vai refletir no bolso do consumidor final. Então somos contra o PL porque, da forma como está sendo proposto, as hidrelétricas saem no prejuízo de uma forma ou de outra.
Com isso, a Abrapch, junto ao Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico, pede a retirada do PL da pauta para um aprofundamento nos debates. “Deixamos claro que não somos contrários a correção de distorções que a base de cálculo atual do CFURH possa estar trazendo. No entanto, pede-se que a matéria seja mais debatida com toda a sociedade e esteja amadurecida antes de sua tramitação”, disse a presidente da entidade em nota.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Setor eólico recupera otimismo com marco legal das offshore

Segundo a presidente da Abeeólica, Elbia Gannoum, o fator mais importante para o andamento das discussões era a designação do relator, que ocorreu esta semana.
Depois da vitória esta semana com a edição da medida provisória que prorrogou os descontos nas tarifas de transmissão e distribuição, o segmento da energia eólica está otimista com a retomada das discussões no Congresso Nacional sobre o marco legal da geração offshore.
Segundo a presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, o fator mais importante para o andamento das discussões era a designação do relator.
Esta semana, o senador Weverton (PDT/MA) foi escolhido como relator do texto, no lugar de Carlos Portinho (PL/RJ), que havia relatado a versão inicial. Além disso, o presidente Rodrigo Pacheco (PSD/MG) decidiu que projeto voltará a tramitar como PL 576, proposta de autoria do ex-senador e atual presidente da Petrobras, Jean Paul Prates. Antes, a tramitação ocorria pelo PL 5932, de Fernando Collor (PTC/AL).
“O Rodrigo Pacheco nos disse que a partir do momento que ele fizesse essa designação, ele levaria a voto rapidamente. Então a nossa perspectiva agora é que esse voto aconteça”, disse Gannoum.
“Eu sou uma realista muito otimista, uma otimista muito realista. Em menos de um mês a gente vai ter esse projeto aprovado”, acrescentou.
Tendo em vista o calendário eleitoral este ano, a percepção é de que o tempo para a aprovação é curto.
“Estamos muito satisfeitos e com boas perspectivas da votação desse projeto”, afirmou a executiva.
A discussão no Senado vai ser a oportunidade para o setor fazer alterações no texto. Segundo Gannoum, a Abeeólica vai sugerir a supressão dos “jabutis” acrescentados ao PL.
O marco legal das eólicas offshore foi aprovado na Câmara dos Deputados em dezembro, com o acréscimo de emendas referentes a outros assuntos, como contratações de hidrelétricas e extensão de contratos de termelétricas.
Além disso, a Abeeólica vai sugerir a retirada no texto final de dois artigos: um deles determina a necessidade de realização do Planejamento Espacial Marítimo (PEM) para a outorga dos projetos e o outro afirma que as operadoras das usinas offshore vão precisar arcar com custos de transmissão. Para Gannoum, essas questões precisam ser tratadas do ponto de vista infralegal, depois da aprovação do marco legal no Congresso.
“A experiência internacional é que muitos países vão fazendo o planejamento na medida em que vão fazendo os projetos no mar. Daí, se estabelece uma obrigação que pode demorar anos para ser feita. E quando se vai fazendo o fatiado, você tem resultados mais rápidos. O Brasil também nunca teve um PEM enorme, e tem projetos de óleo e gás”, argumenta em relação ao PEM.
No começo da semana, a Abeeólica apresentou aos parlamentares em Brasília a agenda legislativa prioritária da entidade para o ano de 2024. Além das eólicas offshore, outros temas destacados são o marco legal do hidrogênio verde, a regulação do mercado de carbono e a criação do Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten), que prevê o uso de créditos de empresas junto à União como garantia para financiamento de projetos sustentáveis.
O clima no setor é de comemoração após a publicação, na terça-feira (9/4), da MP para a redução do valor das contas de luz, que incluiu extensão dos descontos para as energias renováveis das tarifas de transmissão e distribuição (TUST/TUSD).
O pleito foi levado ao governo pelo Consórcio do Nordeste, dado que a região concentra a geração eólica e solar no país. A presidente do Consórcio, a governadora do Rio Grande do Norte, Fátima Bezerra (PT/RN), disse que o tema da transmissão de energia elétrica era uma das prioridades do grupo para este ano, tendo em vista a necessidade de escoamento da geração renovável para outras regiões. Ela comemorou a retomada dos leilões de transmissão em março.
“Se esses leilões não tivessem sido retomados, o Nordeste estava ameaçado de perder mais de R$ 140 bilhões em investimentos”, disse no Fórum Líderes em Energia no Rio de Janeiro, na quinta-feira (12/4).
Bezerra afirmou ainda que o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, prometeu a ela que a estatal vai realizar o primeiro projeto piloto para eólicas offshore da empresa na costa potiguar. Quatro projetos comerciais começaram a tramitar nas áreas internas de governança da estatal. Dois deles estão no Nordeste, um no Sudeste e outro no Sul.
Fonte e Imagem: epbr.

// - Questão tarifária do setor elétrico é uma doença grave, diz Silveira

Ministro ainda falou sobre a MP 1212 e políticas públicas do setor.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse nesta sexta-feira (12) que a questão tarifária é uma "doença grave" no setor elétrico.
Segundo ele, que participa do segundo dia do Fórum Brasileiro de Líderes em Energia, o MME se compromete a construir estruturalmente o marco regulatório do setor, debruçando em temas como a separação do negócio do fio da distribuição ao dos contratos de energia.
O ministro destacou que "não passará despercebida" a reestruturação do setor, "que é tão necessária". Um projeto de lei que atualiza o marco regulatório está paralisado na Câmara dos Deputados.
Ele classificou a distribuição como a "caixa d'água" do setor, em vez de se referir a uma figura de "caixa registradora", tradicionalmente atribuída ao segmento, pelo caráter arrecadatório das contas de luz.
Para ele, o melhor caminho é o da renovação das 20 concessões de distribuidoras cujos contratos vencem entre 2025 e 2031.
No entanto, ele reiterou que os atuais contratos não atendem mais às expectativas da sociedade. "Temos que melhorar os índices DEC e FEC (indicadores de qualidade que medem duração e frequência dos cortes de energia).
Medida Provisória 1212
Silveira também pontuou que a Medida Provisória 1212, assinada na terça-feira (9) e que entrou em vigor na quarta-feira (10), significa demonstração de respeito a contratos e garantia de segurança jurídica.
Segundo ele, a MP não reabriu prazo para que novas usinas renováveis localizadas no Nordeste pudessem receber autorizações que contem com subsídios a partir de descontos no uso de sistemas de transmissão e distribuição.
Ele criticou a imprensa, negando a concessão de novos subsídios, ao afirmar: "desisti de buscar a compreensão da imprensa sobre [a cobertura do] setor elétrico”.
Na MP, explicou, o que houve foi uma "compatibilização" de usinas eólicas e solares que ainda não entraram em operação por atrasos eventuais de linhas de transmissão.
Ele negou que a MP 1.212 seja uma "nova MP 579", medida que baixou contas de luz, em média de 20%, em 2012 e 2013, por meio da renovação de contratos de concessão de usinas hidrelétricas e linhas de transmissão da época.
Políticas públicas
Segundo o ministro, a inclusão de políticas públicas no orçamento da União é "um parto a fórceps", mas colocar tais políticas na conta de luz do consumidor é algo muito rápido a se fazer.
A afirmação aconteceu em resposta a uma sugestão do presidente do Fórum de Associações do Setor Elétrico (Fase), Mario Menel, de que políticas públicas importantes do governo deixem de ser bancadas pelas contas de luz e passassem a ser incluías anualmente no Orçamento da União.
"Todas as políticas públicas se justificam, mas nem todas têm que ser pagas pelo consumidor brasileiro, tem que ser discutidas no âmbito tributário", disse Silveira, em concordância com Menel.
São exemplos de políticas públicas o Luz para Todos, de universalização da energia elétrica, e a Tarifa Social, que arca com as contas de luz dos consumidores de baixa renda.
Os custos das políticas públicas são repassados para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que tem previsão de ficar entre R$ 40 bilhões e R$ 44 bilhões este ano. A CDE é cobrada dos consumidores de energia, nas contas de luz.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - MP ajuda nas tarifas de curto prazo, diz diretor da Aneel

Medida, porém, também prorroga subsídios para o setor, alertam especialistas.
O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, disse nesta quinta-feira (11) que a Medida Provisória 1.212, em vigor desde a véspera, veio atender a um cenário de curto prazo, “urgente”. Ele se referiu a reajustes tarifários mais elevados a serem analisados pela Aneel nos próximos meses. A proposta, disse, vai ajudar a destravar o reajuste médio de 34% nas tarifas do Amapá, suspenso em março à espera da MP. A medida antecipa, via bancos, o recebimento de recursos da Eletrobras que foram firmados na privatização da companhia.
A medida, porém, também prorroga subsídios que são um dos principais fatores para a alta tarifária, dizem especialistas. Feitosa salientou que foram concedidos, em 2023, R$ 40 bilhões em subsídios e, para este ano, a perspectiva é de acréscimo de mais R$ 4 bilhões. Ele ressaltou que os subsídios indicados na MP não entram em vigor de imediato. Por ser uma MP, ainda podem ser apresentadas emendas capazes de alterar aspectos que hoje vigoram na MP.
“Com a edição da medida provisória, há a possibilidade de respeitar o contrato e, ao mesmo tempo, atenuar ao consumidor os efeitos tarifários”, disse Feitosa. Ele participou ontem do Fórum Brasileiro de Líderes em Energia, no Rio. O diretor-geral da Aneel disse ainda que a multa aplicada à Enel São Paulo foi a maior realizada a uma distribuidora por falhas no fornecimento e acrescentou que avalia outros processos contra a companhia. “Foi um processo recorde.”
Na terça-feira (9), a Aneel analisou recurso da Enel SP contra a penalidade de R$ 166milhões por cortes no fornecimento de energia causados por temporal que afetou a região metropolitana de São Paulo no começo de novembro. A Aneel está com processos administrativos em andamento a pedido do MME sobre a Enel SP, em avaliação, “com todo o cuidado e toda a importância que o caso requer”.
No evento, Feitosa minimizou as divergências sucessivas na diretoria da Aneel, que têm despertado temores no setor de paralisia decisória. “Eu e os demais diretores passaremos pela agência, mas a instituição fica com toda sua história. Nossas decisões são públicas. Tenho convicção de que essas questões pontuais serão dissipadas”, afirmou.
Presente ao evento, o diretor financeiro de Itaipu Binacional, André Pepitone, afirmou que a usina ainda está em busca de entendimentos com o governo paraguaio em torno de uma tarifa de energia que atenda aos dois lados. O Brasil não quer reajustar as tarifas, mas os paraguaios buscam um aumento no valor do custo da geração. "Estamos no auge do diálogo com o Paraguai, buscando esse consenso", disse Pepitone.
A tarifa de geração, hoje de US$ 17,66 quilowatts (kW) por mês, foi definida em dezembro passado pela Aneel, em caráter provisório. Com o fim do empréstimo para a construção da usina, no ano passado, a expectativa era que a tarifa fosse mais baixa, mas os paraguaios pressionam por um novo aumento nos preços da energia elétrica da hidrelétrica.
O país chegou a bloquear o orçamento da usina, o que impediu, por alguns dias, o pagamento de salários e benefícios, fornecedores e prestadores de serviço. Uma ação judicial desbloqueou as contas da Itaipu para pagamento de salários. “É uma tarefa árdua, em que se busca conciliar interesses de duas nações, que não são convergentes [no momento]”, disse Pepitone.
Pepitone disse que o Paraguai possui uma proposta "arrojada" de política pública, o que é compreendido pelo lado brasileiro, e que as discussões buscam equilibrar os interesses dos dois sócios na usina de 14 mil megawatts (MW) de capacidade instalada. O executivo destacou ainda que a tarifa da usina caiu 26% desde o ano passado, ao longo do governo Lula, ficando abaixo da média dos contratos de energia do mercado regulado, hoje de R$ 305 por megawatt-hora (MWh), segundo ele.
Já o diretor-executivo de transição energética e sustentabilidade da Petrobras, Mauricio Tolmasquim, disse que os projetos ligados à transição energética, como os de energia renovável, cumprem uma "série de passos" ligados à governança interna para aprovação. A empresa tem planos de entrar nos segmentos de eólicas offshore, hidrogênio verde, captura e armazenamento de carbono e não descarta projetos de energia solar fotovoltaica e eólica onshore.
Segundo ele, todas as análises estão sendo feitas "sem atropelo", sem prever prazos para definições. Ele evitou comentar sobre os desdobramentos da crise envolvendo o presidente da companhia, Jean Paul Prates, e alas do governo. “Nosso investidor tem que ter confiança de que os investimentos serão feitos depois de passar por toda a cadeia de governança", disse Tolmasquim.
No evento, ele comentou que a empresa é a maior produtora e supridora de hidrogênio cinza, a partir do gás natural, e vê espaço para a substituição desse insumo por um outro produzido por fontes renováveis. Ele destacou que, em reuniões com dois empreendedores, um deles apresentou projeto que usa o biometano para a produção do hidrogênio verde.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - ANEEL/SANDOVAL FEITOSA: É PRECISO REDESENHAR NOVO MARCO REGULATÓRIO PARA SETOR ELÉTRICO

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, defendeu há pouco a necessidade de redesenhar um novo marco regulatório para o setor elétrico, e indicou que a reunião realizada ontem no Palácio do Planalto, sob coordenação do Presidente Luiz Inácio Lula da Silva, mostra a preocupação do governo federal com a questão.
A reunião de ontem foi realizada um dia após o governo anunciar a edição de uma medida provisória que prevê o uso de recursos relacionados à privatização da Eletrobras para reduzir as tarifas de energia dos consumidores e que prorroga por 36 meses o prazo para novos projetos eólicos e solares fazerem jus a subsídios nas tarifas de transmissão e distribuição. Segundo especialistas do setor, as medidas podem pressionar as tarifas no futuro, a despeito da perspectiva de redução no curto prazo.
Feitosa admitiu hoje que o efeito da MP é de curto prazo. “Ontem (com a reunião) ficou claro a intenção do governo de definir uma agenda de curto prazo para se preparar para agenda de médio e longo prazo”, disse. O diretor-geral da Aneel contou que, durante as cerca de 4 horas de reunião com Lula, especialistas apontaram diagnóstico “unânime” de que é preciso redesenhar o novo marco regulatório do setor elétrico, tendo em vista que o marco atual “levará setor para a insustentabilidade”.
“Hoje temos tarifa pesadamente sobrecarregada com subsídios, muitos tiveram importância histórica, mas no momento atual traz sinais erráticos, contraditórios e penaliza a população mais carente”, disse. “Falar de transição energética e esquecer quem paga conta é injusto”, acrescentou.
Segundo Sandoval, a mensagem dada pelo governo federal foi de que serão organizados grupos de trabalho e fóruns qualificados para redesenhar setor, em especial para rediscutir subsídios “que hoje pesam de forma dura sobre os consumidores”, disse.
Fonte e Imagem: Broadcast Estadão.

// - Lula pede solução estrutural para aumento nas tarifas de energia até o fim do ano

Em reunião com representantes do setor e do governo, presidente discutiu necessidade de um novo programa energético para o país.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) pediu nesta quarta-feira (10) a apresentação de um novo programa energético ainda este ano, para reduzir de forma estrutural o preço das tarifas de energia, segundo apurou o g1.
Lula se reuniu nesta quarta-feira (10) com representantes do setor elétrico, do Ministério de Minas e Energia e da Casa Civil. Na pauta: a redução das tarifas.
Como resultado da reunião, o Ministério de Minas e Energia ficou responsável por liderar um grupo de trabalho para elaborar uma proposta estrutural para o setor até o fim de 2024.
No último dia 1º, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que havia levado sugestões para Lula, em reunião que também contou com a presença do ministro da Fazenda, Fernando Haddad, e representantes da Casa Civil. Silveira listou três:
usar os recursos dos leilões de petróleo da estatal Pré-sal Petróleo SA (PPSA) — que administra a parcela de petróleo e gás a qual a União tem direito nos contratos do pré-sal;
colocar parte das despesas cobertas pelos reajustes nas tarifas no Orçamento da União, retirando esses gastos do limite estabelecido pelo arcabouço fiscal;
equalizar custos entre o mercado livre de energia (acessado por empresas) e o mercado regulado (do consumidor residencial, por exemplo).
Medida de curto prazo
A reunião vem na esteira da publicação de uma medida provisória que promete reduzir a conta de luz dos brasileiros entre 3,5% e 5% ainda em 2024. A medida foi publicada no Diário Oficial da União (DOU) nesta quarta-feira (10).
A redução esperada depende do adiantamento de parcelas pagas pela Eletrobras no prazo de 25 anos — cuja obrigação foi estabelecida no processo de privatização da empresa.
O governo conta com R$ 26 bilhões da companhia para redução das tarifas, pagando empréstimos das distribuidoras e aplicando o que sobrar para baixar os reajustes.
Além disso, o governo vai usar um dos fundos regionais da Eletrobras, o fundo do Norte, para reduzir o reajuste dos estados da região, em particular, o Amapá — cujo aumento de mais de 30% foi congelado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em meio a um desgaste político do governo Lula.
Contudo, a medida recém-publicada também traz um aumento de custo para todos os consumidores. O texto prevê a prorrogação de subsídios para usinas de geração renovável, como solar e eólica, que poderão ter mais prazo para gozar de descontos integrais nas tarifas de uso dos fios de energia.
Esses incentivos são cobertos pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), paga por todos os consumidores. Segundo a Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres (Abrace), o custo da extensão de prazo será de cerca de R$ 4,5 bilhões por ano – valor que será repassado aos consumidores.
Por que a conta de luz tem aumentado?
Como mostrou o g1, a conta de luz tem sido pressionada por três principais fatores:
crescimento dos subsídios pagos pelos consumidores;
custo da contratação de energia;
investimentos em transmissão.
Só em 2024, o consumidor vai pagar R$ 32,7 bilhões em encargos nas tarifas de energia, o que representa 12,5% da conta de luz do brasileiro. Esses recursos custeiam políticas públicas do setor, como a tarifa social e o incentivo a usinas de energia renovável.
Já o custo da contratação da energia diz respeito aos contratos celebrados pelas distribuidoras junto às usinas. O consumidor do mercado regulado — ou seja, o consumidor residencial, rural, pequenos comércios, e outros — paga por uma energia mais cara.
É no mercado regulado que estão contratadas fontes como as termelétricas, mais caras, mas também necessárias em momentos de baixa geração de outras fontes.
Os investimentos em transmissão, por sua vez, são os custos da construção das linhas de transmissão --que transportam a energia gerada pelas usinas.
Como houve um incentivo para a construção de muitas usinas eólicas e solares, há necessidade de mais investimento em transmissão. Por isso, o governo tem realizado leilões com expectativas de investimentos bilionários, que viram tarifa para o consumidor.
Fonte e Imagem: Portal G1.

// - Lula chama time de Dilma Rousseff para discutir setor elétrico

Grupo de especialistas ouvidos em reunião no Planalto tem 4 dos atores envolvidos na MP 579, de 2012, que acabou quase quebrando o setor no Brasil.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) fez uma reunião na tarde desta 4ª feira (10.abr.2024) para discutir o setor elétrico. Dentre os convidados para o debate, 4 integravam a equipe de energia no governo Dilma Rousseff (PT) em 2012, quando foi publicada a MP 579. A política quase quebrou o setor elétrico brasileiro.
A reunião com os “especialistas” do setor, como foi chamada pelo Planalto, durou cerca de 3h. Foi voltada para a apresentação de ideias para reduzir a conta de luz. Dentre as propostas, o Poder360 apurou que foram citadas a redução de subsídios bancados pelas tarifas de energia ou transferência de parte deles para o caixa da União.
Dentre os debatedores, estavam:
Mauricio Tolmasquim – presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) de 2005 a 2016. Atual diretor de Transição Energética da Petrobras;
Luiz Barroso – assumiu a presidência da EPE em 2016 e ficou no cargo até 2018. Também integrou no período o conselho do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). É CEO da consultoria PSR;
Luiz Eduardo Barata – presidiu o Conselho de Administração da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) de 2011 a 2015, tendo sido secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia de 2015 a 2016. É atual presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia;
Thiago Barral – servidor de carreira da EPE desde 2007, ocupando o cargo de superintendente adjunto e superintendente de geração de 2013 a 2018. Atualmente, é secretário de Transição Energética e Planejamento do MME.
Segundo apuração do Poder360, ficou acordado no encontro que o ministro Alexandre Silveira (Minas e Energia) criará um grupo de trabalho visando a estruturar uma ampla proposta de reforma do setor elétrico. O grupo ouvirá agentes do setor elétrico e congressistas para elaboração da reformulação.
A reunião foi realizada 1 dia depois de Lula assinar a MP 1.212 de 2024, publicada nesta 4ª feira (10.abr) no DOU (Diário Oficial da União). O texto antecipa recursos devidos pela Eletrobras que seriam pagos nos próximos anos para reduzir a conta de luz.
Também prorroga subsídios para fontes renováveis de energia. A medida provisória foi vista pelo mercado – financeiro e de energia elétrica– como paliativa. Entidades falam em um sério risco de que ela provoque o efeito inverso.
O QUE FOI A MP 579
A nova medida tem sido comparada com a MP 579 de 2012 (que deu origem à lei 12.783, em 2013), política adotada no governo Dilma para reduzir as contas de luz. À época, a queda foi artificial e se reverteu em um “tarifaço” nos anos seguintes, deixando os brasileiros com um prejuízo de mais de R$ 100 bilhões.
A tática do governo Dilma foi antecipar a renovação de concessões de geração e transmissão, que venceriam em 2015, para 2013. Para terem os contratos prorrogados, essas empresas concordaram com um corte nas tarifas que visava a uma queda de 20% nas contas de luz. Dois anos depois, os custos com energia voltaram a subir. A redução superficial quase quebrou companhias geradoras e transmissoras, que deixaram de receber a remuneração a que teriam direito pelos investimentos feitos. O prejuízo foi coberto nos processos de reajuste anuais a partir de 2015, fazendo as contas de energia explodirem.
OS RISCOS DA NOVA MP
O setor elétrico tem visto com preocupação a nova medida do governo para usar recursos da Eletrobras. A empresa faz aportes anuais na CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), que reúne encargos e subsídios do setor. Esses pagamentos são usados para abater parte dessa despesa, reduzindo o impacto aos consumidores.
O repasse à CDE foi fixado pela lei de privatização da empresa. Eles totalizarão R$ 32 bilhões ao final de 25 anos. Uma parcela inicial de R$ 5 bilhões foi paga em 2022 e são feitos depósitos anuais de aproximadamente R$ 1 bilhão. Ou seja, ainda há ao menos R$ 26 bilhões a serem pagos e que devem ser adiantados em 2024. Ou seja, embora haja uma redução estimada pelo governo em 3,5% nas contas de luz neste ano com a quitação dos empréstimos da Conta Covid e da Conta de Escassez Hídrica, nos próximos anos os consumidores arcarão com um peso maior dos subsídios nas tarifas, uma vez que não haverá recursos da Eletrobras para amortecer a despesa.
Outra preocupação de parte do setor é o fato da MP aumentar o custo dos subsídios ao prorrogar os descontos tarifários para as fontes incentivadas, ou seja, usinas eólicas e solares. Essa despesa também será cobrada nos próximos anos nas tarifas dos consumidores.
A MP prorroga os descontos nas tarifas por uso da rede para novos geradores, aumentando o prazo que era de 48 meses, por mais 36 meses. O prazo anterior havia sido fixado pela lei 14.120 de 2021. Esses descontos são voltados sobretudo para usinas eólicas e solares, em expansão na região Nordeste. São subsidiados e bancados pela conta de luz. Eis a lista completa dos convidados da reunião:
Gentil Nogueira, secretário de Energia Elétrica do MME (Ministério de Minas e Energia);
Luiz Eduardo Barata, presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia;
Sandoval de Araújo Feitosa, diretor-geral da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica);
Rosimeire da Costa, presidente do Conacen (Conselho Nacional de Consumidores de Energia Elétrica);
Marcos Madureira, presidente da Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica);
Mario Menel, presidente do Fase (Fórum de Associações do Setor Elétrico);
Thiago Barral, secretário de Transição Energética e Planejamento do MME;
Mauricio Tolmasquim, diretor de Transição Energética da Petrobras;
Luiz Barroso, CEO da PSR;
Clarice Ferraz, diretora do Instituto Ilumina;
Júlio Ramundo, diretor de Infraestrutura da Fiesp (Federação das Indústrias do Estado de São Paulo).
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Lula se reúne com especialistas do setor elétrico um dia depois de assinar MP sobre o tema

Objetivo do encontro é discutir medidas estruturais para a energia.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva se reúne com especialistas da área de energia, nesta quarta-feira, para discutir como amenizar o aumento da conta de luz um dia depois de assinar uma medida provisória (MP) com esse objetivo.
Lula assinou ontem uma medida provisória que tem o objetivo de garantir a redução de até 4% na conta de luz para consumidores residenciais neste ano. A mesma MP, por outro lado, pode levar o consumidor a arcar com um custo ainda maior no futuro, ao prorrogar benefícios a usinas renováveis, especialmente as eólicas e as solares.
Lula promoveu a assinatura da medida em meio à queda de popularidade no segundo ano de seu terceiro governo. A conta de luz é considerada um dos itens mais sensíveis ao bolso dos brasileiros. Hoje, após assinada a MP, o presidente vai se reunir com representantes do setor elétrico para buscar saídas para a redução das tarifas.
O objetivo da reunião é fazer um diagnóstico sobre o que pressiona o custo da energia e receber sugestões para reduzir a tarifa de forma estrutural.
Lula fará abertura do evento e os ministros de Minas e Energia, Alexandre Silveira, de Minas e Energia, e da Casa Civil, Rui Costa, também participam.
Para chegar à redução na conta de luz agora, a MP traz uma engenharia complexa. Permite ao governo antecipar cerca de R$ 26 bilhões que serão pagos pela Eletrobras para aliviar as tarifas — uma exigência da lei de privatização da empresa, aprovada em 2021. A Eletrobras não precisará, porém, fazer o aporte. Será feito uma espécie de empréstimo, de maneira que o governo receba o dinheiro agora tendo como garantia os pagamentos futuros da empresa, que ocorrerão até o início da próxima década.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Silveira diz que governo pretende viabilizar mais de 30GW de energia limpa e renovávelno Brasil

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que, por meio da medida provisória (MP) assinada nesta terça-feira, serão viabilizados mais de 30 gigawatts (GW) de energia limpa e renovável no Brasil. A medida estende o prazo para construção de projetos de geração de energia eólica e solar podendo ter acesso a subsídios no uso da rede.
Silveira informou que, somente em Alagoas e em Sergipe, serão mais de R$ 3 bilhões em investimentos, com 5 mil empregos criados com os novos projetos. Em Pernambuco, mais R$ 9 bilhões deverão ser aportados, com geração de 20 mil empregos.
Ao todo, o governo estima que os recursos chegarão a R$ 165 bilhões em investimentos e mais de 400 mil empregos. Os números foram apresentados em discurso durante a solenidade de assinatura da medida, no Palácio do Planalto, com a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva.
A MP também prevê outras duas iniciativas com o enfoque na redução das tarifas. Uma delas, é a quitação antecipada de dois empréstimos contraídos pelas distribuidoras durante a pandemia da covid-19 e crise hídrica de 2021.
“Vamos quitar empréstimos da Conta Covid e Conta de Escassez Hídrica. Serão R$ 11 bi a menos nas contas dos brasileiros”, ressaltou o ministro de Minas e Energia. Ele afirmou que os dois contratos de financiamento foram assinados de “forma irresponsável” na gestão do governo anterior e “nunca deveriam ter sido jogados no colo do consumidor”.
Silveira reforçou que o alívio propiciado nas contas de luz será de até 5%, em benefício das famílias brasileiras.
Sobre projetos na área de hidrogênio verde, o ministro respondeu a críticas de que as iniciativas não serão viabilizadas até 2035. Segundo ele, já estão sendo viabilizados R$ 200 bilhões de investimentos somente no Vale do Parnaíba. Ainda de acordo com ele, serão R$ 40 bilhões aplicados em energia solar, eólica e biomassa em Minas Gerais.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Brasil é o terceiro maior gerador de energia elétrica renovável no mundo

Considerando a participação percentual de renováveis na matriz elétrica, o Brasil ocupou a sexta posição em 2023, segundo dados da Agência Internacional de Energia.
Com 42,8% de participação do PIB global (dados do Banco Mundial para o ano de 2022), China e EUA foram os maiores geradores de energia elétrica renovável do mundo entre janeiro e novembro de 2023, com participação conjunta de 50,4% do total.
Somando geração hidrelétrica, eólica, solar, biomassa e geotérmica, a China produziu no período 2,7 milhões de gigawatts-hora (GWh), o equivalente a 37,9% do total global, enquanto os EUA geraram 883 mil GWh (12,6% do total), de acordo com dados publicados pela Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês).
Apesar dos dados favoráveis, mais de 60% da geração de eletricidade chinesa ainda é proveniente do carvão. E, nos EUA, gás natural e carvão também respondem por aproximadamente 60% de geração de eletricidade do país.
Como se divide a matriz elétrica no Brasil?
Com menos de 2% de participação no PIB global, mas com 8% da produção de geração renovável mundial (568,4 GWh), o Brasil é o terceiro colocado no ranking. E, segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), as hidrelétricas responderam por 67,4% da geração total de energia elétrica do país de janeiro a novembro de 2023, com as eólicas contribuindo com 14,5% e as solares, com 6,7%.
Vale destacar que, ainda na primeira década deste século, a fonte hidrelétrica representou, em média, pouco mais de 90% da geração de eletricidade brasileira. Isso mostra que o Brasil promoveu a diversificação de seu parque gerador sem perder sua característica de renovabilidade.
O país com maior uso de energia renovável do mundo
Já no ranking global de participação proporcional de energia elétrica renovável dos países acompanhados pela IEA, a campeã é a Islândia, com praticamente 100% de renovabilidade, seguida de perto pela Costa Rica (quase 100%), Noruega (99%), Luxemburgo (94%), Dinamarca (91%) e o Brasil (90%).
Fecham o grupo de países com mais de 80% de participação de fontes renováveis em suas respectivas matrizes elétricas a Nova Zelândia (88%) e a Áustria (85%).
Esses países conseguem esse feito principalmente por causa da geração hidrelétrica, com exceção da Dinamarca, cuja principal fonte de eletricidade é a eólica. Aliás, a Noruega promoveu grande mudança de sua matriz, já que no começo deste século 83% da geração era a partir de carvão, gás natural e óleo. Há ainda duas curiosidades na lista: Islândia e Nova Zelândia apresentam 30% e 20%, respectivamente, de sua geração de eletricidade a partir de geotérmicas.
Fonte e Imagem: Exame.

// - Brasília tem nesta terça (9) assinatura de MP de energias renováveis

Presidente Lula (PT) está pessoalmente preocupado com o tema pelo peso da tarifa de energia sobre a popularidade.
Brasília tem nesta terça-feira (9) a cerimônia de assinatura da MP (Medida Provisória) das Energias Renováveis e da Redução dos Impactos Tarifários, prevista para as 16h.
O presidente Lula (PT) está pessoalmente preocupado com o tema, depois que integrantes do Palácio do Planalto identificaram que o peso da tarifa de energia é um dos fatores que prejudicam a popularidade do mandatário.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

// - Bahia recebe parque eólico capaz de levar energia a 850 mil residências por ano

Este é o 16° complexo renovável da Enel no país, considerando eólica e solar.
Foi inaugurado nesta sexta-feira (5), um parque eólico nos municípios de Umburanas, Morro do Chapéu e Ourolândia, interior da Bahia, capaz de gerar 1.800 GWh anualmente, o equivalente à energia necessária para abastecer cerca de 849 mil residências por ano.
O projeto do Enel Green Power Brasil, braço de geração renovável do Grupo Enel no Brasil, entregou a operação comercial do Complexo Eólico Aroeira (348 MW).
Este é o 16° complexo renovável da Enel no país, considerando eólica e solar.
Estiveram presentes na inauguração do complexo os representantes da empresa, o governador da Bahia, Jerônimo Rodrigues, e outras autoridades do estado.
A construção do parque envolveu custou de cerca de R$ 2,1 bilhões e conta com 81 aerogeradores. Cada um destes equipamentos têm 90 metros de altura e 150 metros de diâmetro nas hélices.
Além disso, foi anunciado o parque eólico Pedra Pintada, localizado na mesma região do interior baiano, e que está em fase final de construção, com investimentos da ordem de R$ 1,8 bilhão.
Ao todo, os empreendimentos geram 6 mil empregos na construção, dos quais, mais de 2 mil foram ocupados por trabalhadores da região.
Segundo Antonio Scala, Presidente da Enel Brasil, os dois projetos celebram importantes contribuições para a diversificação das fontes renováveis no Brasil.
“A Enel é um investidor de longo prazo e tem reiterado o compromisso de seguir investindo em geração renovável e distribuição de energia, gerando emprego e desenvolvimento.”
Assim que o segundo parque ficar pronto, contará com 43 aerogeradores. O projeto será capaz de gerar mais de 894 GWh por ano, o equivalente à energia necessária para abastecer cerca de 435 mil residências.
Em relação à descarbonização, a produção de energia da planta Aroeira tem potencial para evitar a emissão de 757 mil toneladas de CO2 na atmosfera anualmente. Já a Pedra Pintada evitará a emissão de 374 mil toneladas de CO2 neste mesmo período.
Energia eólica no Brasil
Com mais de 1.500 GW de potencial em eólicas onshore e offshore, e ocupando o sexto lugar no Ranking Global de Capacidade Instalada onshore, a indústria eólica brasileira tem o papel relevante de ajudar a enfrentar a emergência climática.
Segundo a ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica), tanto ambientalmente quando economicamente, este tipo de geração de energia geram dados positivos ao país. Confira:
Cada R$ 1,00 investido em eólicas tem impacto de R$ 2,90 no PIB
É renovável, não polui e contribui para que o Brasil cumpra seus objetivos no Acordo do Clima
Permite que o proprietário da terra siga com plantações ou criação de animais.
Gera renda e melhoria de vida para proprietários de terra com arrendamento para colocação das torres
Impacta positivamente na economia local aumentando o PIB e o IDH municipal em cerca de 25%
Gera cerca de 11 postos de trabalho por MW instalado.
Ainda segundo a associação, hoje o Brasil possui 1.039 parques eólicos e existem mais de 11.000 aerogeradores em operação. Sendo que a capacidade instalada em operação comercial e em teste chega a 31 GW.
Ao todo já são 12 estados com operações dessa fonte limpa, sendo os que possui a maior concentração são Rio Grande do Norte, Piauí e Bahia.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - ENERGIA SOLAR NO BRASIL CHEGA AOS 41 GW DE POTÊNCIA INSTALADA, MOSTRA ABSOLAR

O Brasil ganhou mais 4 gigawatts (GW) de energia solar no primeiro trimestre do ano, somando as grandes usinas solares e os sistemas de geração própria de energia em telhados, fachadas e pequenos terrenos, atingindo a marca de 41 gigawatts (GW), informou a Associação Brasileira de Energia Solar (Absolar). De acordo com a entidade, a energia solar trouxe desde 2012 mais de R$ 195 bilhões em novos investimentos, que geraram mais de 1,2 milhão de empregos verdes no País.
Atualmente, a participação da fonte solar equivale a 17,4% da matriz elétrica brasileira.
Somente no segmento de geração centralizada, as grandes usinas solares acabam de atingir 13 GW de potência no País, com cerca de R$ 56 bilhões em investimentos acumulados e mais de 391 mil empregos verdes gerados.
Pelos cálculos da Absolar, o setor fotovoltaico já evitou a emissão de 50,1 milhões de toneladas de CO2 na geração de eletricidade.
No segmento de geração distribuída de energia, a fonte solar atingiu 28 GW de potência instalada esta semana.
De acordo com a Absolar, isso equivale a cerca de R$ 139,2 bilhões em investimentos, R$ 41,7 bilhões em arrecadação e mais de 841 mil empregos verdes acumulados desde 2012, espalhados pelas cinco regiões do Brasil.
Para o presidente do Conselho de Administração da Absolar, Ronaldo Koloszuk, a ascensão brasileira na transição energética global é calcada majoritariamente pela expansão da geração solar fotovoltaica. "O ganho de escala, o aumento da eficiência e a evolução tecnológica de ponta fazem da energia solar um dos principais vetores da transformação sustentável no Brasil e no mundo", afirmou, em nota.
Fonte e Imagem: Estadão.

// - Aneel: 95 empresas mostram interesse em Chamada de Hidrogênio

As manifestações foram provenientes de distribuidoras, transmissoras e geradoras de energia elétrica.
A Aneel recebeu, até o dia 28 de março, manifestação de interesse em financiar projetos com- foco em hidrogênio no setor elétrico de 93 empresas de energia elétrica e dois grupos econômicos. As manifestações foram provenientes de distribuidoras, transmissoras e geradoras de energia elétrica. Segundo a agência reguladora, até o momento, essa foi a maior adesão às chamadas públicas da Agência e demonstra o compromisso do setor com a inovação e a sustentabilidade energética.
A Chamada Estratégica de Projetos de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) n.o 23/2024 da Aneel visa fomentar projetos que estudem a aplicação do hidrogênio, desde a produção até o uso no setor elétrico, com ênfase em fontes de baixo carbono. As empresas interessadas seguirão um cronograma estabelecido pela Aneel, que inclui a apresentação de propostas e a execução dos projetos selecionados. Esse processo transparente e estruturado assegura que as melhores ideias sejam exploradas e implementadas, contribuindo para o avanço tecnológico e a eficiência energética no país.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Governo assina contratos do megaleilão de energia de 2023 e prevê R$ 21,7 bi em investimentos

Disputa, realizada em dezembro, foi a maior da história do país. Investimentos devem ocorrer nos estados de Goiás, Maranhão, Minas Gerais, São Paulo e Tocantins.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, assinou nesta quarta-feira (3) os contratos do segundo leilão de transmissão de energia de 2023.
Realizado em dezembro do ano passado, foi o maior certame da história, com todos os lotes arrematados e previsão de R$ 21,7 bilhões em investimentos nos estados de Goiás, Maranhão, Minas Gerais, São Paulo e Tocantins.
Foram leiloados três lotes arrematados pela chinesa State Grid Brazil, a espanhola Celeo Redes e o consórcio brasileiro Olympus XVI --composto por Alupar e Mercury Investimentos.
É conhecido por "transmissão" o sistema que leva a energia gerada pelas usinas até os locais de consumo, conectando-se às redes das distribuidoras locais. Esse sistema corta o país e é operado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Por meio de leilões, o governo contrata a construção e manutenção das linhas de transmissão e outros equipamentos. As usinas conectadas ao sistema usam essas linhas para fornecer energia.
Os investimentos bilionários em redes de transmissão estão associados à expansão das usinas de energia renovável no Brasil, principalmente solar e eólica no Nordeste e no norte de Minas Gerais.
Esses investimentos viram, em certa medida, tarifa de energia para os consumidores. Isso porque as empresas que vencem os leilões são remuneradas por meio de valores fixados pela Aneel.
E essa remuneração é um dos componentes da tarifa de uso do fio – paga por todos que usam o sistema, inclusive o consumidor residencial.
Fonte e Imagem: G1.

// - Medida provisória para energia deve gerar R$160 bi em investimentos no Brasil

A medida provisória que está sendo elaborada pelo governo para o setor de energia elétrica deve gerar 160 bilhões de reais em investimentos no Brasil, ao mesmo tempo em que prevê um esquema para antecipar recebíveis da Eletrobras devidos conforme contrapartida do processo de privatização, disseram ministros nesta quarta-feira.
Segundo o ministro da Casa Civil, Rui Costa, a expectativa é que o governo publique a MP na próxima semana.
Um dos objetivos do texto prometido pelo governo é compatibilizar o cronograma de construção de linhas de transmissão leiloadas no último ano com novas usinas de geração eólica e solar.
Segundo o governo, o descompasso entre projetos desses dois segmentos estava inviabilizando investimentos, sendo necessário estender prazos para que as usinas renováveis entrem em operação.
Já o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que a MP também terá o objetivo de reduzir as contas de energia elétrica entre 3% e 5%, a depender do processo que vai "securitizar" os recebíveis da Eletrobras.
Já o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que a MP também terá o objetivo de reduzir as contas de energia elétrica entre 3% e 5%, a depender do processo que vai "securitizar" os recebíveis da Eletrobras.
Ele estimou em 26 bilhões de reais os recursos que viriam da Eletrobras, que seriam suficientes para quitar os empréstimos das Contas Covid e Escassez Hídrica.
Esses recebíveis devem ser repassados pela Eletrobras à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que financia uma série de políticas do setor de energia.
O ministro disse que recursos deverão "remediar" aumentos de tarifas em Estados com situações "mais alarmantes", como Amapá.
A agência reguladora Aneel decidiu recentemente aplicar uma revisão tarifária igual a zero para a Equatorial Amapá, mas reconheceu que a distribuidora possui um "ativo regulatório" a ser reconhecido em suas tarifas no futuro.
Isso aconteceu após uma proposta de reajuste tarifário extraordinário no Amapá, colocada em consulta pública pela Aneel anteriormente, ter previsto elevação média de 44,41% das tarifas. "Nessa MP estamos autorizando que use esse recurso para socorrer casos mais emergenciais", disse Silveira, citando o Amapá.
ENEL
Após cerimônia de assinatura de contratos de leilões de transmissão de energia, Silveira voltou a apontar falhas na Enel São Paulo.
Após cerimônia de assinatura de contratos de leilões de transmissão de energia, Silveira voltou a apontar falhas na Enel São Paulo.
Na segunda-feira, ele pediu à Aneel abertura de um processo contra a companhia, por conta dos problemas de falta de energia na área de atuação da distribuidora, o que poderia levar à caducidade da concessão.
Ele destacou ainda que o processo de renovação de concessões de energia, no qual está inserido a Enel, é o momento que o governo tem para "apertar o cerco" ao setor de distribuição contra eventuais falhas.
Fonte e Imagem: Veja Negócios.

// - 'Aneel não tem condições de fiscalizar e acompanhar o setor elétrico como um todo', afirma diretor da agência

Para Ricardo Tili, órgão precisa de parcerias com agências estaduais.
O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Ricardo Tili afirmou que o órgão não tem mais capacidade de fiscalizar o setor elétrico como um todo. Durante reunião da diretoria da Aneel, nesta terça-feira, Tili disse que a saída para melhorar os serviços prestados ao consumidor é contar com a parceria das agências estaduais.
— Chegamos num ponto que é irreversível. A agência não tem condições de fiscalizar e acompanhar o setor elétrico brasileiro como um todo. A Aneel tem um quadro de pessoal pensado há 25 anos, que foi estruturado para atender um setor elétrico que era muito menor do que é hoje. Temos um quadro de quadro de servidores com um déficit enorme, para uma demanda de 25 anos atrás — afirmou.
Sem citar a distribuidora Enel SP, cujos serviços têm sido marcados por interrupções no fornecimento de luz aos moradores de São Paulo, Tili disse que o estado é um "caso concreto". Segundo ele, a agência estadual tem sido "parceira" da Aneel.
— Sem ela [a agência], estaríamos em uma situação pior do que estamos hoje — disse.
Ricardo Tili deu essas declarações quando a diretoria discutia a abertura e consulta pública sobre a descentralização dos serviços de fiscalização. A ideia, aprovada nesta segunda-feira, é atuar em parceria com os estados e o Distrito Federal.
— Se não criarmos um mecanismo que possa descentralizar e não contarmos com o apoio das agências estaduais, vamos mais uma vez passar por alguns pontos de não conseguir fiscalizar o setor elétrico como um todo.
Ele afirmou que há apenas 12 convênios em um total de 27 estados da federação.
— A meu ver, precisamos recalibrar isso com muita precisão, para poder continuar exercendo nosso poder no local mais perto do consumidor — concluiu.
Processo disciplinar
Na última segunda-feira, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, determinou à Aneel a instauração de processo disciplinar contra a concessionária Enel, em São Paulo. O ministro também acusou a distribuidora de não pagar mais de R$ 300 milhões em multas.
O procedimento pode levar à caducidade (cancelamento) do contrato de concessão da empresa e deve se estender por cerca de 6 meses. O ofício foi enviado por Silveira à Aneel estabelece um prazo de 20 dias para iniciar uma investigação, com o objetivo de averiguar se a prestação dos serviços está se dando de forma inadequada ou deficiente e se houve descumprimento das cláusulas contratuais.
pós a manifestação da Aneel, o ministério decidirá o que fazer com a concessão da Enel. Entre as possibilidades, o ministério pode determinar uma relicitação — quando há uma rescisão amigável da parceria e é celebrado um novo contrato —, a reestatização do serviço de distribuição de energia em São Paulo, a transferência da concessão para outra empresa ou mesmo manter a concessão.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Lula se reúne com Haddad e Silveira para discutir MP da redução da energia elétrica

Medida quer antecipar recebimento pelo governo de R$ 25 bilhões da Eletrobras, devidos pela empresa após privatização.
O ministro da Fazenda, Fernando Haddad (PT), afirmou que o governo discutiu, nesta segunda-feira (1º), um dos principais pontos do texto da medida provisória (MP) que pretende baratear o custo da energia: ter prazos para a entrada de linhas de transmissão compatíveis com os prazos de novas usinas de energia renováveis (eólica e solar).
“Não havia licitação das linhas de transmissão E como esse processo foi concluído agora, você consegue abrir. Para ver se há manifestação de interesse”, comentou o ministro.
Casar os prazos é um dos principais objetivos da MP que o governo deve enviar nos próximos dias ao Congresso.
A medida quer antecipar o recebimento pelo governo de R$ 25 bilhões da Eletrobras, devidos pela empresa após a privatização. O montante vai viabilizar a queda na tarifa de energia a curto prazo.
O governo busca alternativas para baratear o custo da energia, em meio a queda da popularidade do presidente nas últimas pesquisas. A projeção da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), divulgada em janeiro, era de uma alta média de 5,6% das tarifas em 2024. Com isso, os reajustes devem ficar perto de 2%.
“A gente está envolvido porque a gente está preocupado com o custo de energia. A gente quer gerar energia barata para poder tentar equacionar esse problema que foi sendo acumulado ao longo dos anos”, disse o ministro.
Ao fim da reunião, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, também deu declarações a jornalistas. Silveira afirmou que o encontro foi produtivo e disse que existem várias propostas “na mesa” para diminuir o custo da energia.
Entre as propostas, estaria a utilização de petróleo para reduzir o impacto de tarifas, e até mesmo a possibilidade de avaliar se os recursos devem ou não estar dentro do teto de gastos.
“São várias propostas na mesa. Mas foi a primeira de algumas reuniões que se darão, a fim de buscar uma solução para um problema estrutural de forma extremamente prudente, coerente”, disse o ministro.
Ele afirmou ainda que as soluções podem ser encontradas de forma conjunta, mas enfatizou que elas devem dialogar com o Congresso Nacional. “O presidente Lula tem destacado que é inadmissível que os ricos paguem pouco e os pobres paguem muito pela energia elétrica no Brasil. Temos que buscar a justiça tarifária”, acrescentou.
Durante a entrevista, Silveira disse que o ministro da Fazenda, Fernando Haddad, “tem o termômetro na mão” dos caminhos possíveis para a promoção de políticas públicas adequadas para os brasileiros “sacrificados” pelos custos da energia.
Para o ministro, a responsabilidade de muitos desses gastos está na conta do ex-ministro da Fazenda, Paulo Guedes.
“[…] Muitos custos advindos da irresponsabilidade do ex-ministro da Fazenda Paulo Guedes, que contraiu empréstimos para pagar a ‘conta-Covid’, conta de escassez hídrica, em nome do consumidor de energia no Brasil. Agora, são bombas de efeito retardado. O nosso governo tem a responsabilidade de discutir e buscar soluções”, afirmou.
Durante o encontro, Silveira propôs uma adequação de prazo para viabilizar os investimentos comprometidos.
Segundo ele, há unanimidade em relação à importância da MP, que deve garantir mais de R$ 250 bilhões em investimento em geração de energia.
“Levei [para a reunião] uma grande preocupação, que é que a gente possa licenciar essas obras o mais rápido possível para que vários canteiros sejam inaugurados pelo nosso governo em mais de 14 estados”, acrescentou.
Perguntado sobre a eventual perda de concessão da Enel em São Paulo, o ministro disse que determinou que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) realize uma apuração minuciosa e rigorosa sobre a qualidade do serviço prestado.
Ele disse ainda que a empresa é “um grande problema” na transmissão de energia do país.
“Se apurada a Enel estar descumprindo com índices mínimos de qualidade, a sua renovação pode ser, sim, comprometida, em especial a sua renovação no estado do Rio de Janeiro, que vence na nossa gestão”, concluiu.
Em nota, a Enel afirma que cumpre “integralmente todas as obrigações contratuais e regulatórias” na gestão da rede elétrica de São Paulo. A empresa ainda afirma que está implantando um plano de investimentos para modernização e fortalecimento da rede. “O plano contempla também o aumento significativo do quadro de pessoal próprio”.
A companhia ainda ressaltou que investiu cerca de R$ 8,36 bilhões desde que assumiu a concessão em São Paulo, e que prevê mais R$ 18 bilhões de investimento no Brasil até 2026.
Em nota, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) afirma que, junto com a Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp), já foram cobrados mais de R$ 700 milhões a Enel nos últimos seis anos por penalidades administrativas de multa e compensações financeiras aos consumidores por falhas no serviço.
“A Aneel informa que já há duas fiscalizações instauradas, e em curso, juntamente com a Arsesp, com o objetivo de avaliar as providências tomadas pela empresa frente às diversas falhas no serviço, e principalmente da sua capacidade de permanecer prestando o serviço conforme condições definidas no contrato de concessão”, diz.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Governo quer compatibilizar geração de energia eólica e solar com leilões de linhas de transmissão

A discussão gira em torno da MP das Renováveis, que tem como objetivo baratear a conta de energia em 3,5%. Lula discutiu o tema com Fernando Haddad e Alexandre Silveira nesta segunda-feira.
Na tentativa de baratear o custo da energia, o governo Lula discute uma forma de fazer uma compatibilização na geração de energia eólica e solar com os leilões de linhas de transmissão.
A discussão gira em torno da Medida Provisória, conhecida como a MP das Renováveis, para baratear a conta de energia em 3,5%.
O presidente Lula se reuniu nesta segunda-feira (1°), no Palácio do Planalto, com o ministro da Fazenda, Fernando Haddad, e com o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira.
Depois do encontro, Silveira disse que levou três propostas para corrigir as distorções na tarifa. A primeira proposta envolve usar os recursos de leilões de petróleo, a PPSA, para financiar o custo de energia.
A segunda ideia é buscar a equalização entre o mercado livre e mercado regulado para buscar a chamada “justiça tarifária no país”. E a terceira proposta é buscar espaço no orçamento da União, com a possibilidade do aporte do Tesouro, para bancar os custos e minimizar os impactos de tarifa de energia na economia nacional.
Silveira disse que essa é a primeira reunião que vai ser seguida de outros encontros e falou que distorções no setor elétrico acabaram gerando subsídios que penalizam o consumidor.
O ministro da Fazenda, Fernando Haddad, disse que alguns prazos de descontos concedidos a empreendimentos que pediram outorga até março de 2022 não foram cumpridos, porque não havia licitação das linhas de transmissão. E que o cronograma de geração e transmissão ficou “descasado”.
Haddad garantiu que a prorrogação do subsídio para usinas de energia renovável não vai ter impacto fiscal e disse estar preocupado com o custo da energia.
No fim de março, o Ministério de Minas e Energia editou a MP das Renováveis, que foi enviada à Casa Civil e trata de formas de reduzir em 3,5% a conta de luz. Uma das alternativas é cobrar das distribuidoras o pagamento antecipado do empréstimo feito na época da crise de escassez hídrica e na pandemia de Covid.
Fundo Clima
Ainda nesta segunda-feira, o Ministério do Meio Ambiente assinou um repasse de R$ 10 bilhões para o Fundo Clima. O dinheiro será destinado ao BNDES, que é o operacionalizador do fundo.
O recurso é proveniente de uma captação de US$ 2 bilhões no exterior, com títulos lançados pelo Ministério da Fazenda.
A verba será usada agora para ações que tenham relação com processos de mudança do clima, com investimento em área urbana; eletrificação de frota para o transporte coletivo, considerando os municípios de pequeno porte; além do manejo florestal e restauração florestal e parte investido em energia sustentável, bioeconomia, entre outras ações.
A ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, disse ainda que parte desse dinheiro pode ser para financiar ainda obras do PAC, como a eletrificação da frota do transporte público.
O presidente do BNDES, Aloizio Mercadante, disse que, para o projeto de energia solar e eólica, a taxa de juros será de 8% ao ano; descarbonização da indústria terá uma taxa de 6,15%; e 1% para projetos ligados a florestas nativas. Ele afirmou que a taxa de juros está equivalente a de países com alto grau de investimento.
Fonte e Imagem: CBN.

// - Em leilão disputado, governo garante R$ 18,2 bilhões em investimentos em transmissão de energia

Leilão desta quinta (28) é o segundo com mais investimentos contratados da história. Valores são remunerados por receita fixada e têm reflexos na conta de luz.
O governo federal garantiu R$ 18,2 bilhões em investimentos na construção de linhas de transmissão de energia, em leilão realizado nesta quinta-feira (28) pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), em São Paulo.
Todos os lotes foram arrematados, em um certame disputado por mais de 20 empresas e consórcios. A Eletrobras saiu como a principal vencedora do leilão, e garantiu quatro dos 15 lotes.
Veja as vencedoras:
Lote 1 (obras no Ceará e Piauí) - Eletrobras
Lote 2 (Piauí) - Grupo EDP
Lote 3 (Ceará) - Eletrobras
Lote 4 (Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco e Alagoas) - FIP Warehouse
Lote 5 (Ceará, Paraíba, Pernambuco, Alagoas e Bahia) - Eletrobras
Lote 6 (Bahia e Minas Gerais) - FIP Warehouse
Lote 7 (Bahia, Tocantins e Piauí) - Grupo EDP
Lote 8 (Rio de Janeiro) - Brasiluz
Lote 9 (Santa Catarina) - Eletrobras
Lote 10 (São Paulo) - Cox Brasil
Lote 11 (Mato Grosso do Sul) - Consórcio Paraná IV
Lote 12 (Maranhão e Piauí) - Energisa
Lote 13 (Piauí, Maranhão e Tocantins) - Grupo EDP
Lote 14 (Bahia) - FIP Warehouse
Lote 15 (Minas Gerais) - Consórcio Olympus XVII
Em nota, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que os leilões de transmissão "demonstram a confiança no Brasil".
"Players nacionais e internacionais que participaram ativamente promovendo mais de 40% em média de desconto nesses leilões. Serão mais de 350 mil empregos diretos", declarou.
O leilão prevê a construção de 6.464 quilômetros de novas linhas, com a estimativa de criação de 34,9 mil empregos, segundo a Aneel.
O leilão é feito por deságio. Ou seja, arremata o lote a empresa que oferecer a menor Receita Anual Permitida (RAP) – valor fixado para remunerar os investimentos feitos.
Segundo a diretora da Aneel, Agnes Costa, o deságio médio foi de 40,8% – ou seja, as receitas das empresas serão menores que o valor máximo estabelecido pela agência.
A diretora afirma que isso representa uma economia de cerca de R$ 30 bilhões para os consumidores ao longo de 30 anos, período de concessão das infraestruturas.
Entenda o certame
O sistema elétrico é organizado em geração, transmissão e distribuição. As usinas geradoras de energia se conectam à rede de transmissão, que corta o país e é operada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Por meio de leilões, o governo contrata a construção e manutenção das linhas de transmissão por meio de leilões. As usinas conectadas ao sistema usam essas linhas para fornecer energia.
Com o sucesso do certame, o leilão de transmissão desta quinta-feira (28) é o segundo com mais investimentos contratados da história.
O topo do ranking é ocupado pelo certame realizado em dezembro do ano passado, que movimentou R$ 19,7 bilhões. O recorde anterior havia sido estabelecido ainda em 2023, com o primeiro certame do ano, que contratou R$ 15,7 bilhões.
Energia renovável
Os investimentos bilionários em redes de transmissão estão associados à expansão das usinas de energia renovável no Brasil, principalmente solar e eólica no Nordeste e no norte de Minas Gerais.
Para escoar a produção até os consumidores, concentrados na região Sudeste, o governo contrata a construção dessa infraestrutura. Os investimentos são remunerados pela Receita Anual Permitida (RAP) das transmissoras, fixada pela Aneel e com reflexos na conta de luz.
Em entrevista a jornalistas, nesta quinta-feira (28), o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, afirmou que os investimentos em transmissão são a parcela de custo que mais cresce na conta de luz.
Fonte e Imagem: Portal G1.

// - MP das Renováveis ressurge com plano de redução de tarifa em 3,5%

Iniciativa sofre críticas de especialistas por previsão de aumento de subsídios.
A proposta de uma “MP das Renováveis” ressurgiu com o envio de minuta e justificativa do Ministério de Minas e Energia para a Casa Civil na noite da últimaquarta-feira (27).
Trata-se de medida provisória (MP) preparada para dar uma segunda chance a donos de projetos de geração eólica e solar que tentam viabilizar seus empreendimentos. A iniciativa foi criticada no fim do ano passado por especialistas do setor devido à previsão de aumento de subsídios que pesam na tarifa.
Ao rebater as críticas, integrantes do governo defendem que a extensão do prazo de adesão dos empreendedores, contida na MP, vai destravar um estoque de projetos de renováveis que não foram a frente por falta de acesso ao sistema de transmissão para escoar a energia que será produzida. Acusam a gestão de Jair Bolsonaro de ter segurado leilão de linhas de transmissão com essa finalidade.
A ideia de atender o pleito do setor de renováveis foi admitida pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, ontem pela manhã, em entrevista a jornalistas. A iniciativa, porém, seria materializada em duas MPs distintas, separada do tema da redução da conta de luz.
Agora, a MP das Renováveis também propõe reduzir em 3,5% a conta de luz, em média, em todo o país este ano e resolver o caso particular das tarifas no Amapá, com alta programada de 44%.
O atendimento ao pleito das renováveis conta, desta vez, com o respaldo do Consórcio Interestadual de Desenvolvimento Sustentável do Nordeste (Consórcio do Nordeste).
A nova oportunidade para viabilizar os projetos, se confirmada, será dada com prazo adicional de 36 meses. É a mesma janela que foi discutida no fim do ano passado.
O Valor apurou que a minuta de MP exige do empreendedor o aporte de garantia bancária para colocar o projeto de pé em até 90 dias e início das obras em até 18 meses, a contar da publicação da medida.
O governo estima que os projetos, a maioria concentrada no Nordeste, devem garantir R$ 165 bilhões em investimentos e mais de 400 mil empregos.
Ao considerar levantamento da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o governo considera o estoque de projetos que reúne 145 gigawatts (GW) em potência. Desse total, 88 GW têm autorização emitida, mas não deram início às obras.
Também mencionada na conversa do ministro com jornalistas, a redução das tarifas seria garantida com a antecipação de recursos da Eletrobras, previstos no processo de privatização.
O dinheiro seria usado para abater o valor das parcelas de dois empréstimos tomado pelas distribuidoras, um relacionado à pandemia da Covid-19 e outro à crise hídrica de 2021, em nome dos consumidores, que hoje encarecem a conta de luz.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Por que a energia limpa se tornou a prima rica da diversidade?

Embora sejam da mesma família de intenções, a primeira já encanta novas maneiras de lucro; a segunda, capenga ainda no básico.
Elas nasceram praticamente juntas, em meio a brados de um mundo melhor, mais justo, mais equilibrado, menos prejudicial a nossa saúde física e mental. Todos em defesa de condições de vida que respeitassem o planeta e as pessoas.
A busca pela energia limpa e por princípios da diversidade eclodiram de maneira a impactar os negócios, os ambientes, o "serumano" e a distribuição do dinheiro.
Embora sejam da mesma família de intenções e estirpe, a primeira já encanta novas maneiras de lucro; a segunda, capenga ainda no básico, ser considerada extremamente legítima e necessária.
O distanciamento entre as primas ganha terreno com amplo potencial de cultivo. Setores se movimentam com energia e vigor para serem mais verdes e não perderem o bonde financeiro, afinal, a ponta do consumo é transparente, neste caso. O afago à diversidade ainda é questão "mais social", ainda vista como ônus, gasto.
Mas penso que nem tudo está perdido nesta corrida e vai da sociedade pressionar para que as primas não rompam suas essências vindas, justamente, de clamores populares e conscientes.
Grupos diversos escanteados historicamente, poderiam, por exemplo, ter incentivos para adoção das novidades vindas da pungente indústria verde, como automóveis menos poluentes, equipamentos sem uso de combustíveis fósseis, acesso à energia de fontes limpas.
A compra de carros elétricos e híbridos, por sinal, já tem tido benefícios fiscais aqui e ali para turbinar o negócio. Por que não haver um bônus a mais para pessoas com questões de mobilidade, uma vez que o atual modelo de isenções para esse público foi para o brejo?
A mão de obra para esses novos negócios, nos mais variados patamares hierárquicos, poderia ser também contratada com prioridade dentre aqueles marcados por sua condição física, intelectual, étnica, geracional e de renda.
Se a ideia é um novo começo na relação com o ambiente, com o planeta, nada mais justo, honesto e concreto do que dar oportunidade de dança a quem sempre ficou fora do baile, não?
Os avanços tecnológicos gerados a partir da evolução da energia limpa, desde suas concepções, também poderiam chegar com endereço prioritário à diversidade.
Dessa maneira, ela trabalharia pelo combate ao etarismo –com parafernália de apoio aos velhos—, pela igualdade de gênero, pela economia do cuidado e pela diminuição das desigualdades ao mesmo tempo que preserva, que restaura, que gera esperança de dias melhores.
Na atual toada, sem uma clara manifestação de governos, sem metas e comprometimentos sacramentados em torno da harmonia entre as primas, corre-se seriamente o risco de apenas haver a festa da grana pela monumental troca das matrizes energéticas ao redor do globo, sem que isso impacte o que é essencialmente humano.
Os promissores valores entre as duas diretrizes, a da energia limpa e da diversidade, são de fato diferentes à luz dos lucros que prometem e inspiram. Tudo bem ser assim. A reflexão que insisto aqui é sobre a gênese dessa família, que prometia mudanças substanciais em nosso modo de nos relacionarmos e estarmos no mundo.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

// - Governo regulamenta debêntures de infraestrutura, prioriza projetos verdes e afasta petróleo

Criados via projeto de lei no ano passado, os novos papéis visam expandir possibilidades de investimento em infraestrutura.
O presidente Lula assinou nesta terça-feira (26) um decreto para regulamentar as recém-criadas debêntures de infraestrutura. Entre outras definições, o texto afasta iniciativas potencialmente prejudiciais ao meio ambiente da gama de projetos que podem ser financiadas por meio deste mecanismo.
Criados via projeto de lei no ano passado, os novos papéis visam expandir possibilidades de investimento em infraestrutura. A norma possibilita que prestadoras de serviços públicos — como concessionárias de energia, saneamento e outras — emitam estes papéis.
No setor de energia, deixaram de ser prioritários projetos relacionados à cadeia produtiva do petróleo e à geração de energia por fontes não renováveis. Na direção contrária, passam à frente segmentos na fronteira tecnológica da transição energética, como hidrogênio verde e aqueles voltados à transformação de minerais críticos para a transição.
O decreto também estabelece incentivos para projetos de mobilidade urbana vinculados à aquisição de ônibus elétricos ou híbridos que utilizem biocombustíveis.
Na área de infraestrutura, serão classificados como prioritários os projetos que sejam objeto de concessão, permissão, autorização ou arrendamento. Entre as iniciativas intensivas em pesquisa, desenvolvimento e inovação, passam à frente setores de transformação ecológica e digital e complexos industriais da saúde, aeroespacial e de defesa.
Presente no ato de assinatura, o ministro-chefe da Casa Civil, Rui Costa, afirmou que as debêntures são janela para receber aportes de fundos estrangeiros, que se interessam em investir em projetos brasileiros, mas não necessariamente querem ser gestores destes empreendimentos.

“O objetivo é abrir uma nova janela de financiamento para diversas áreas da economia, de serviços públicos, uma janela recebermos investimentos de fundos internacionais, por exemplo”, disse.
Venilton Tadini, presidente executivo da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (ABDIB), elogiou novo mecanismo e indicou que as debêntures conversam com cenário atual global de financiamento, em que o investidor institucional é “essencial” para complementar recursos orçamentários.
As debêntures de infraestrutura
As novas debêntures de infraestrutura oferecem benefícios fiscais diretamente às empresas emissoras, o que possibilita a oferta de melhores remunerações nas emissões dos títulos e, consequentemente, o alcance de investidores institucionais que já possuem benefícios de imposto de renda, como é o caso dos fundos de pensão.
Estes papéis são, portanto, diferentes das debêntures incentivadas, de 2011, que oferecem reduções nas alíquotas de Imposto de Renda às pessoas físicas e jurídicas que investem em projetos considerados prioritários nas áreas de infraestrutura ou de produção econômica intensiva em pesquisa, desenvolvimento e inovação.
Na nova modalidade empresa emissora deduz juros pagos na apuração de seu lucro líquido e na sua base de cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL). Além disso, permite a exclusão adicional de 30% dos juros pagos no exercício na apuração do lucro real e na base de cálculo da CSLL.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - TCU aponta ausência de plano integrado para eficiência energética

Ministros determinaram a apresentação de um plano para atuação coordenada de iniciativas como o PBE, Propee e Procel.
Auditoria realizada pelo Tribunal de Contas da União para avaliar políticas públicas e programas voltados à eficiência energética no setor elétrico concluiu que o Ministério de Minas e Energia não tem um plano estruturado para integrar as diversas iniciativas existentes. A fiscalização avaliou a Política Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia (PNCURE), do MME; o Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE), coordenado pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia – Inmetro; o Programa de Eficiência Energética da Aneel e o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel).
O relatório dos auditores afirma que embora existam diretrizes e princípios estabelecidos na legislação e em planos setoriais, não há objetivos e metas claramente definidos, nem vinculação entre as políticas públicas. Ele aponta ainda a ausência de um plano de monitoramento e avaliação integrada e de uma base de dados que reúna informações sobre todos os programas.
Os ministros do TCU deram determinaram na semana passada que o MME deve apresentar em até 180 dias um plano de governo que solucione todos as falhas apontadas, com metas claras para o setor e por programa e definição de ações prioritárias. A proposta deve ainda contemplar um sistema de monitoramento e avaliação, além da padronização de dados em um sistema que facilite o compartilhamento de informações entre os órgãos.
O MME e o Inmetro devem desenvolver uma metodologia de atualização dos padrões mínimos de eficiência energética para máquinas e aparelhos vendidos no Brasil, e também definir os novos produtos a serem incluídos no Programa Brasileiro de Etiquetagem.
Em relação ao Programa de Eficiência Energética da Aneel, que tem um orçamento anual entre R$ 600 milhões e R$ 700 milhões, foi determinado que a autarquia deve elaborar um mapeamento de riscos dos projetos e aprimorar as ferramentas de acesso às informações.
O tribunal afirma que a Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBpar), que passou a gerenciar o Procel com a privatização da Eletrobras, ainda não está estruturada para administrar o programa. A recomendação é que a ENBPar elabore um plano de ação, adequando a estrutura para exercer suas competências, e faça uma avaliação dos impactos da redução dos recursos do Procel a partir de 31 de dezembro de 2025. A estatal deve manter os dados do programa em formato aberto para livre consulta.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Onda de calor provoca aumento de 4,6% no consumo de energia no Brasil

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica comparou os dados de uso de energia até 15 de março, quando foram consumidos 71.818 megawatts médios, no acumulado do ano. Na comparação com o mesmo período de 2023, quando foram usados 68.678 megawatts médios, houve um aumento de 4,6% no uso de eletricidade.
O consumo de energia em fevereiro é ainda maior. O Brasil consumiu 73.467 megawatts médios em fevereiro, volume 5,7% maior na comparação com o mesmo período do ano passado.
Desse total, 46.587 MW médios foram direcionados para o mercado regulado, volume 6,9% maior no comparativo anual e o restante, 26.880 MW médios, foi distribuído para a indústria e empresas que compram energia no mercado livre, alta de 3,6%.
“O aumento do consumo de energia no país em fevereiro foi puxado principalmente pelo calor em boa parte do país, cenário que impulsiona o uso de equipamentos como ventiladores e ar-condicionado”, analisa a CCEE.
Fonte e Imagem: Veja.

// - Senado pode votar pauta verde na segunda semana de abril

Paten, eólica offshore, mercado de carbono e combustível do futuro devem ter prioridade na votação.
O projetos da pauta verde estão na lista de matérias que deverão ser pautadas a partir da segunda semana de abril no plenário do Senado. O líder do União Brasil, senador Efraim Filho (PB), disse em entrevista após reunião de líderes nesta quinta-feira, 21 de março, que projetos com o Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten) e da eólica offshore devem entrar como prioridade na agenda de votações do mês que vem.
O PL 327/2021, que institui o Paten, foi aprovado esta semana na Câmara dos Deputados, de onde segue para o Senado. O texto prevê incentivos a projetos de desenvolvimento sustentável com recursos de créditos de empresas com a União.
O PL 5.932/2023, que institui o marco legal de aproveitamento energético offshore, foi aprovado na Câmara em novembro de 2023, na forma de substitutivo. O texto que vai para análise do Senado recebeu uma série de emendas polêmicas estranhas à proposta original, que devem representar custo adicional de R$ 28 bilhões por ano para o consumidor, pelos cálculos da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres.
A pauta inclui ainda o PL 4.516/2023, de iniciativa do Executivo, que trata do programa Combustível do Futuro. O texto disciplina o aumento da concentração de biodiesel e de etanol no diesel e na gasolina; institui os programas nacionais de diesel verde, de biometano e de combustível sustentável de aviação. O governo estima que todas essas políticas podem atrair até R$ 200 bilhões em investimentos até 2037.
Outro item citado pelo senador é o projeto do mercado regulado de carbono (PL 412/2022). A proposta cria o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões de Gases de Efeito Estufa (SBCE), define teto para emissões de gases por setores e atividades econômicas e prevê incentivos para as empresas reduzirem a pegada de carbono em seus processos.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - ONS eleva projeção para carga de energia do Brasil em março para 6,7%

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) elevou mais uma vez sua previsão para a carga de energia elétrica no Brasil em março, projetando agora crescimento de 6,7% em base anual (84.691 MWmédios), 1 ponto percentual acima do esperado na semana anterior.
A alta na expectativa de carga ocorre após altas temperaturas no país em março, o que aumenta o consumo de eletricidade por aparelhos de ar condicionado.
Em boletim divulgado nesta sexta-feira, o órgão também fez ajustes para cima de suas estimativas de chuvas que devem chegar no mês às usinas hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste (67% da média histórica, ante 64% previstos há uma semana) e do Nordeste (61%, ante 58%), enquanto reduziu a previsão para o Norte (75%, ante 85%) e manteve para o Sul (em 142%).
O ONS também estimou que o nível de reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste chegará a 67,5% ao final de março, acima dos 66,8% previstos na semana anterior.
Fonte e Imagem: UOL.

// - Projeto de transição energética segue para o Senado com gás natural e sem combustível nuclear

A Câmara dos Deputados aprovou nesta quarta-feira, 20 de março, a proposta que institui o Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten) para incentivar projetos de desenvolvimento sustentável com recursos de créditos de empresas perante a União. O texto, que prevê que cerca de R$ 3,5 trilhões - 35% do PIB brasileiro de 2022 - em créditos tributários da União e dos contribuintes podem ser utilizados na transição, segue para o Senado.
O texto aprovado é um substitutivo da relatora, deputada Marussa Boldrin (MDB-GO), ao projeto de lei 327/21, que previu a Política Nacional da Transição Energética (Ponte), e que aproveitou o conteúdo do PL 5174/23 (apensado), do deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP).
Os deputados já tinham aprovado o texto-base na terça (19), mas ontem votaram os destaques ao projeto, entre eles, aprovaram a emenda do deputado Pedro Campos (PSB-PE), que permite às distribuidoras de energia usarem recursos separados para busca de eficiência energética na instalação de microgeração distribuída em associações comunitárias sem fins lucrativos.
>>> Câmara aprova PL do Combustível do Futuro e pode votar Paten na próxima semana.
Anualmente, as concessionárias devem reservar 1% de sua receita operacional para pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e para programas de eficiência energética. Com a emenda, elas poderão esses recursos na instalação dos sistemas e a energia não utilizada poderá ser direcionada a beneficiários Tarifa Social.
Também foi aceita a emenda para incluir no texto as baterias de máquinas entre os produtos beneficiados pelo Programa de Apoio ao Desenvolvimento Tecnológico da Indústria de Semicondutores (Padis).
Nesse programa, a empresa beneficiária deve investir no país, anualmente, em atividades de pesquisa, desenvolvimento e inovação, o valor de 5%, no mínimo, de seu faturamento bruto no mercado interno. Em troca, poderá usar até 13,1% desse investimento como crédito financeiro para debater tributos federais devidos. Por outro lado, foram rejeitados os destaques para retirada dos projetos de gás natural e de inclusão de combustível nuclear no Paten.
Outros destaques foram excluídos quanto à alocação no Fundo Verde de direitos creditórios obtidos perante a União em decisões judiciais transitadas em julgado, de retirada do texto da permissão para as pessoas jurídicas usarem créditos detidos junto à União como instrumento de financiamento, e de impedir a transferência de cotas de participação no Fundo Verde ainda não usadas como garantia pelo financiamento de seus projetos.
O que prevê o texto enviado ao Senado
As empresas que ingressarem no programa poderão fazer uma negociação de suas dívidas de tributos federais por meio da transação, sistemática criada para conceder descontos e parcelamento de créditos de difícil recuperação. A proposta considera como de desenvolvimento sustentável projetos de obras de infraestrutura, expansão ou implantação de parques de produção energética de matriz sustentável, pesquisa tecnológica ou de desenvolvimento de inovação tecnológica que proporcionem benefícios socioambientais ou mitiguem impactos ao meio ambiente.
Na área de tecnologia e produção de combustíveis renováveis, terão prioridade aqueles relacionados ao etanol, ao bioquerosene de aviação, ao biodiesel, ao biometano, ao hidrogênio de baixa emissão de carbono, à energia com captura e armazenamento de carbono, e à recuperação e valorização energética de resíduos sólidos.
Outra prioridade será a expansão da produção e transmissão de energia solar, eólica, de biomassa, de biogás, de gás natural, de centrais hidrelétricas até 50 MW e de outras fontes de energia renovável, inclusive em imóveis rurais.
Também serão alvo do programa a capacitação técnica, a pesquisa e o desenvolvimento de soluções relacionadas à energia renovável, a substituição de matrizes energéticas poluentes por fontes de energia renovável, e os projetos de energia a partir de resíduos.
Fundo verde
O texto cria o Fundo Verde, a ser administrado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) com o objetivo de garantir o risco dos financiamentos concedidos por instituições financeiras aos detentores de projetos aprovados no Paten. O fundo será composto por créditos com pedido aprovado pela Receita para reembolso e detidos por pessoas jurídicas de direito privado. Ainda será possível usar precatórios e direitos creditórios transitados em julgado contra a União.
O texto aprovado permite a estados, Distrito Federal e municípios aderir ao Paten por meio de convênio com a União, desde que autorizem em lei específica a integralização de créditos dos contribuintes referentes a ICMS ou de precatórios por eles expedidos.
A verificação prévia da validade e a homologação dos créditos serão feitas pelos entes federativos.
(Com informações da Agência Câmara Notícias).
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Indícios de irregularidade em venda de MMGD causou "inquietude" no setor, afirma ABGD.

A indicação do Tribunal de Contas da União (TCU) de que vai analisar indícios de venda ilegal de energia elétrica através do micro e minigeração distribuída (MMGD) para consumidores do mercado regulado causou “inquietude” entre atores do setor, dada “as potenciais implicações para a geração distribuída”, segundo Carlos Evangelista, presidente da Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD).
Segundo a entidade, representantes têm expressado a necessidade de um quadro regulatório mais previsível e consistente que possa facilitar o desenvolvimento sustentável do setor elétrico, sem comprometer a segurança e a eficiência energética.
O assunto foi tema central de uma reunião com o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia (MME), Arthur Cerqueira Valério, quando foram discutidas as instabilidades jurídicas do setor, entre elas as propostas legislativas em tramitação no Congresso Nacional.
“A reunião abordou uma série de temas importantes para a GD, refletindo o comprometimento da ABGD em promover um ambiente energético mais estável, justo e produtivo. Uma das preocupações centrais discutidas foi o recente movimento do Tribunal de Contas da União (TCU), que gerou inquietude entre os atores do setor devido às potenciais implicações para a GD. É importante abrir um diálogo no mercado, vamos conversar com a Aneel e com o TCU”, disse o presidente da ABGD em nota.
De acordo com Evangelistas, a conduta de algumas distribuidoras de energia, que estão postergando ou mesmo impedindo conexões de novas unidades de geração de forma tempestiva, também foi discutida durante a reunião.
Comunicado Absolar
A representação também movimentou a Associação Brasileira de Energia Solar (Absolar) que defendeu, em nota, que eventuais práticas de uma “minoria do mercado que desvirtuem” os princípios estabelecidos e consolidados da geração compartilhada devem ser fiscalizadas e corrigidas, dada a impossibilidade de serem justificadas.
A representação da MMGD
Com 35 páginas, a representação, elaborado pela auditoria especializada do TCU, aponta suspeita de que a comercialização ilegal de energia elétrica através da MMGD para o mercado regulado está sendo feita por diversas empresas, inclusive ligadas a distribuidoras de energia elétrica. Numa verificação ainda “incipiente”, a área argumenta que a venda para o mercado cativo é vedada, já que o mercado é atendido apenas por concessionárias de distribuição, o que é visto como uma falha na implementação da política pública estabelecida na Lei 14.300/2022, conhecida como marco legal da GD, visto que podem acarretar distorções nos subsídios concedidos e encarecimento indevido das tarifas, nos casos de geração compartilhada e de autoconsumo remoto.
“É desautorizada, pelos normativos vigentes, a venda de energia diretamente de geradores aos consumidores cativos, bem como a venda de créditos de energia gerada no contexto da MMGD. Com efeito, têm surgido arranjos empresariais, formalmente previstos da Lei 14.300/2022, que estão sendo utilizados indevidamente para burlar a proibição de comercialização de energia, fato que no médio prazo pode resultar no encarecimento das tarifas para os consumidores que não aderirem a essa modelagem”, diz trecho do processo.
O TCU cita ainda dados obtidos pelo subsidiômetro, da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), onde consta que, em 2023, os subsídios da MMGD corresponderam a R$7,1 bilhões, e que, embora não seja possível diferenciar por modalidade de geração, ao se aplicar os 25%, ou seja, 6,5 MW da potência instalada correspondentes à geração compartilhada e autoconsumo, é possível estimar que os subsídios em questão foram de cerca de R$ 1,8 bilhão, sem fiscalização adequada quanto à concessão do benefício.
A Corte adiciona ainda que o orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para 2024 prevê um aumento de 140% para a parcela diretamente relacionada com a MMGD.
De acordo com a auditoria, companhias do setor podem estar realizando vendas dissimuladas de créditos de excedentes de energia e/ou podem estar usufruindo de remuneração em investimento realizado em usinas de MMGD por meio da apropriação de subsídios que deveriam ser direcionados diretamente ao consumidor. Na representação, a área elenca algumas companhias do setor, entre elas a Cemig, EDP, Equatorial e Energisa, que têm subsidiárias veiculadas ao setor, podendo indicar “conflito de interesses”.
Em despacho publicado na última semana, o ministro Antonio Anastasia, relator do processo, afirma que a situação encontrada indica uma distorção dos mecanismos criados para, na prática, “desvirtuar a finalidade de geração para consumo próprio e contornar a vedação de comercialização de créditos de energia ou da venda de energia, resultando no aumento de encargos para o restante dos consumidores e contribuindo com a denominada ‘espiral da morte’”.
Com essa justificativa, o magistrado estabeleceu um prazo de 15 dias para a Aneel manifestar-se sobre indícios de irregularidade e solicita elaboração de um plano de fiscalização para identificar e eventualmente sancionar os casos de descumprimento em até 60 dias.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Fase está preocupado com impactos de PLs

Abraceel quer manual com informações para migração para o mercado livre e defende o fim de subsídios que não pode ser eternos.
O presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico, Mario Menel, se mostrou preocupado com os projetos de lei do parlamento brasileiro que abordam o setor. Em painel do Agenda Setorial 2024, realizado pelo CanalEnergia/Informa Markets nesta quarta-feira, 13 de março, Menel pediu limite entre o que é política pública e regulação. Segundo ele, não é possível projetos que interfiram no planejamento do setor, trazendo consequências à operação. “Não é possível que saia um PL que interfira no planejamento. Não é bom para a sociedade”, aponta.
No ano passado, aprovação do PL das eólicas offshore trouxe emendas com contratações de fontes obrigatórias. Esse ano, foi dado regime de urgência a um PL que renova as concessões na distribuição e que também possui os chamados ‘jabutis’. Menel questionou a falta de uma análise de impactos econômicos e regulatórios de modo a justificar os projetos apresentados pelos parlamentares. “Tem que ter alguma regra específica dentro desse processo”, observa.
Menel revelou ainda no painel que a Agenda do Fase foi apresentada ao governo ainda antes das eleições. Esse documento foi atualizado após o governo tomar posse. Dentre sete pontos considerados prioritários, a governança se destaca. O executivo pede definição de responsabilidades e especificidades, citando a da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, cuja mudança de governança está sendo alvo de críticas do setor. A avaliação é que a nova estrutura deixaria a CCEE passível de interferências governamentais.
“Temos dialogado para ver se amenizamos os efeitos que achamos que não são legais para uma casa que é privada, do mercado e que ganhou contornos de estatal”, explica. Encargos, com ênfase no encargo de energia de reserva também estão na lista, assim como a abertura de mercado e a transição energética.
Também presente ao painel, o presidente executivo da Associação Brasileira de Brasileira dos Comercializadores de Energia, Rodrigo Ferreira, pediu à Agência Nacional de Energia Elétrica uma espécie de manual para a migração, uniformizando a informação do processo para os consumidores que irão migrar para o ambiente livre. De acordo com ele, hoje há informações desencontradas e pouca transparência, em desacordo com a regulação.
“A Aneel devia fazer um manual para o processo de migração, colocando em consulta pública. Com isso teremos uma padronização dessa informação para o Brasil inteiro. Todos os consumidores receberão a mesma informação”, explica.
O presidente da associação também pediu atenção na análise dos custos dos mercados cativo e livre. Segundo ele, preocupam discussões que alegam que o mercado livre teria energia mais barata que o cativo por não pagar encargos. “O consumidor livre paga todo os encargos”, aponta. Mais uma vez ele também se colocou contra os subsídios do setor. “Está na hora de acabar, não somos favoráveis a subsídios eternos”, avisa.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Brasil foi 3o país no mundo que mais atraiu investimentos emenergias renováveis em 2023

Investimentos no país somaram mais de US$ 25 bilhões, segundo dados do relatório Energy Transition Investment Trends 2024.
O Brasil foi o terceiro país no mundo que mais atraiu investimentos em energias renováveis em 2023, totalizando mais de US$ 25 bilhões, segundo dados do relatório Energy Transition Investment Trends 2024, publicado pela BloombergNEF (BNEF), atrás apenas de China e Estados Unidos.
Considerando todos os segmentos da transição energética e tecnologias de baixo carbono, o investimento no Brasil totalizou US$ 34,8 bilhões, aí ficando atrás de China, Estados Unidos, Alemanha, Reino Unido e França. O montante global aumentou 17% em 2023, atingindo US$ 1,77 trilhão, e a China liderou os aportes com US$ 676 bilhões investidos em 2023, ou 38% do total global.
Em evento em São Paulo, o CEO global da empresa, Jon Moore, explica que a energia solar ganha cada vez mais tração no fluxo dos recursos. Entretanto, em 2024, os transportes elétricos têm liderado os gastos na transição energética no mundo, com incremento de 36% em 2023, para US$ 634 bilhões.
“Apesar dos crescentes investimentos, eles ainda não são suficientes. Brasil, China, Indonésia, Índia, entre outros, são países que têm atraído recursos em transição energética”, afirma Moore.
Presença do BNDES
Considerando o cenário regional, os aportes no Brasil representam 82% do total de novos investimentos em energia limpa na América Latina em 2023. O BNDES foi o principal vetor de financiamento, apoiando os maiores projetos no mundo.
O chefe de pesquisa para a América Latina na BloombergNEF, James Ellis, acrescenta que o Brasil é, consistentemente, um dos maiores mercados do mundo para investimentos em transição energética e poderia também alavancar recursos em áreas emergentes, como o hidrogênio verde, captura e armazenamento de carbono e armazenamento de energia.
Os executivos destacam que os investimentos globais recentes estão ligados às metas de NET Zero firmadas pelos países e pacotes verdes com políticas implementadas para o setor. O mais notável destes projetos está acontecendo nos EUA, com o Inflation Reduction Act (IRA), que garante investimentos na agenda climática voltado a atrair recursos para o segmento de energia limpa. Europa e China também colocaram seus planos em prática.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Brasil precisa dobrar investimentos para liderar transição energética, diz BNDES

Diretora de Infraestrutura e Mudança Climática diz que o banco está pronto para financiar projetos de energia renovável, de eficiência energética e captura e armazenamento de carbono.
Em evento promovido pela consultoria Clean Energy Latin América (Cela), a diretora de Infraestrutura e Mudança Climática do BNDES, Luciana Costa, enfatizou a necessidade de o Brasil dobrar o volume de investimentos para se posicionar como líder global na transição energética.
Costa destacou que o Brasil possui vantagens competitivas que podem ser aproveitadas para liderar a transição energética global. A matriz energética brasileira é 47% renovável, com 88% da matriz elétrica proveniente de fontes limpas, como a hidrelétrica, eólicas e solares. Isso coloca o país em uma posição privilegiada em relação aos países da OCDE, que têm uma matriz energética mais dependente de combustíveis fósseis.
“No ano passado, o Brasil investiu um pouco mais de R$ 200 bilhões em infraestrutura, mas precisamos investir R$ 400 bilhões por ano, considerando tanto o setor público quanto o privado”, ressaltou.
Segundo a executiva, o BNDES tem um papel fundamental a desempenhar na transição energética do Brasil. O banco já financiou mais de 60 mil quilômetros de linhas de transmissão dos 181 mil quilômetros existentes no país. Costa destacou que o BNDES está pronto para financiar projetos de energia renovável, de eficiência energética e de captura e armazenamento de carbono.
“O BNDES aumentou mais de 25% o desembolso para as áreas de infraestrutura e energia. O banco aprovou nestes setores, mais de R$ 70 bilhões, mas isso mobilizou R$ 132 bilhões de investimento total porque o banco coinveste com o mercado”, disse Costa.
Além disso, a diretora do BNDES ressaltou a estabilidade geopolítica do Brasil, a capacidade de garantir a segurança alimentar do mundo e a abundância de minerais críticos para a transição energética, como lítio, cobalto e níquel.
“O Brasil é um país com grande potencial para se tornar um líder na produção de energia renovável, na exportação de crédito de carbono e na reindustrialização verde”, disse Costa. “Para isso, precisamos escalar o processo de transição energética, e o BNDES tem um papel fundamental a desempenhar nesse processo”, acrescenta.
Apesar das vantagens competitivas, o Brasil ainda enfrenta desafios para liderar a transição energética. O país é o quinto maior emissor global de gases de efeito estufa, principalmente por conta do desmatamento.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Geração hidráulica de energia, crises hídricas e Plano de Recuperação de Reservatórios do MME

O PPR é um documento robusto, e sua eficácia será medida ao longo de 10 anos. O GT que elaborou o documento construiu importantes iniciativas e definiu indicadores a serem avaliados.
Durante os últimos anos, alguns eventos climáticos, denominados extremos, impactaram importantes porções do território brasileiro, afetando diversos ambientes, a sociedade e atividades econômicas como a geração de energia elétrica através dos reservatórios de água, como aconteceu nas secas verificadas especialmente nos anos de 2001 e 2021.
O racionamento de 2001 foi um período marcado pelo desabastecimento de energia elétrica no Brasil, tendo sido implantado um racionamento de energia em todo o país. Os motivos para o ocorrido estão atrelados às esferas ambiental, econômica e estrutural, em especial a escassez de chuvas, que impactou fortemente as vazões dos rios e os volumes dos reservatórios. Também a ausência de investimentos em produção e distribuição de energia foram frequentemente apontados como causadores do racionamento de 2001, que durou quase um ano e marcou profundamente a sociedade brasileira.
Os anos de 2014 e 2015 também foram marcados por baixas precipitações, caracterizando um período intenso de seca, que impactaram a disponibilidade hídrica em geral e os volumes dos reservatórios de geração de energia.
Também o ano de 2021 foi marcado no país por uma seca excepcional, a pior em dez anos, com perdas generalizadas de áreas agricultáveis e de pastagem, escassez de água nos reservatórios de geração de energia elétrica e usos múltiplos, córregos e poços. A situação foi considerada na época como de emergência, conforme avaliação da Agência Nacional de Águas- ANA.
A falta de chuvas naqueles anos, também acentuou um problema que tem assombrado os brasileiros: a redução da geração de eletricidade por hidrelétricas e o risco de crise energética.
A escassez hídrica vivenciada em 2021 no SIN indicou a necessidade de coordenação em nível que transcendeu o setor elétrico, o que motivou a instituição da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), por meio da Medida Provisória (MP) no 1.055, de 28 de junho de 2021, a partir da necessidade de grande articulação entre órgãos e entidades responsáveis pelas atividades dependentes dos recursos hídricos – entre as quais se destacam a gestão dos usos múltiplos da água, a geração de energia, o meio ambiente, a agricultura e os transportes. Essa articulação visou à adoção de medidas excepcionais para preservar a segurança e continuidade do fornecimento de energia elétrica, com a busca pela compatibilização entre as políticas energética, de recursos hídricos e ambiental.
Durante o período de vigência da Medida Provisória no 1.055/2021, findado em novembro de 2021, a CREG tomou importantes decisões, que foram fundamentais, juntamente com as ações conduzidas pelo CMSE, para o provimento da devida segurança e confiabilidade no fornecimento de energia elétrica no País e preservação dos usos da água em 2021 mesmo diante de cenário bastante adverso de escassez hídrica para o atendimento hidro energético. As medidas excepcionais indicadas pelo CMSE e pela CREG foram fundamentais para a garantia da segurança do atendimento ao SIN e permitiram expressivos ganhos de armazenamento.
Agora, em janeiro de 2024, em pleno período de chuvas, o Operador Nacional de Sistemas- ONS, através de seu monitoramento semanal, constata que os rios das principais bacias com geração de energia, estão com vazão abaixo da média histórica, conforme o indicador Energia Natural Afluente- ENA.
Quando o percentual está abaixo de 100% da chamada média de longo termo (MLT) nas previsões, significa que as vazões estarão abaixo da média histórica. E quando está acima de 100%, as afluências superarão a média, um sinal de que choverá mais do que o esperado para o período.
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) vem acompanhando a questão e avalia que, não obstante as baixas vazões observadas em janeiro, poderá haver mais chuvas até o final do verão e que “a condição segue favorável para o atendimento energético nas demais regiões e deve permanecer ao longo de 2024.”
Em artigo intitulado “Crise climática muda mapa da produção de energia no Brasil publicado pelo jornal Folha de SP em 26/05/2023 a Coalizão Energia Limpa defende a revisão no planejamento do setor:
“Especialistas da área de clima e energia estão somando esforços para mobilizar os órgãos públicos a rever o planejamento da geração elétrica no Brasil considerando as projeções de estresses climáticos. Os cenários apontam secas mais prolongadas, com muito sol e ventos, no Norte e no Nordeste, e chuva farta no Sul. Seria como viver o fenômeno El Niño por momentos mais prolongados.
As projeções indicam que o aumento da temperatura no Brasil será superior à média global. O aumento tende a ser de pelo menos 4°C em média, o que vai comprometer um pilar da geração energética no país, as hidrelétricas. Os cenários constam no relatório Vulnerabilidade do setor elétrico brasileiro frente à crise climática global e propostas de adaptação”. O documento foi elaborado pelo Climatempo, em nome da Coalizão Energia Limpa.
Cerca de metade do abastecimento do Brasil é feito por hidrelétricas, que também garantem potência e estabilidade ao sistema, funcionando como suporte para evitar quedas de energia. Essas usinas já sofrem com variações da temperatura. A seca de 2014 a 2015 fragilizou boa parte dos rios. Em 2021, as bacias foram castigadas pela pior crise hídrica dos últimos 90 anos. Os registros mostram que eventos climáticos extremos estão aumentando, tanto na frequência quanto na magnitude”, diz um dos pesquisadores do relatório. Entre 2014 e 2015, após uma ampla pesquisa, fizemos o alerta sobre a dinâmica do clima, que não havia sido considerada no planejamento do setor elétrico nem pelo Ministério de Minas e Energia, afirmou o relatório”.
Por outro lado, conclui o documento: “O clima mais árido limita a construção de novas usinas sem reservatórios, as chamadas fio d’água”
A matriz elétrica brasileira é uma das mais renováveis do mundo, isso porque grande parte da energia elétrica gerada no Brasil vem de usinas hidrelétricas. A energia eólica, a solar e a de biomassa e também a de resíduos vem tendo participação crescente na matriz.
As energias renováveis têm uma participação significativa na matriz elétrica. Ao todo, são utilizados cerca de 83% de fontes renováveis para gerar energia elétrica no Brasil, comparado a 25% de utilização no mundo.
A fonte hídrica, que no começo do século representava 83% da capacidade instalada, deverá reduzir sua participação relativa para 46% num horizonte próximo, sendo que as novas ofertas de geração hídrica serão supridas por Pequenas Centrais Hidrelétricas.
Em 2011 a participação da fonte hidráulica na matriz elétrica nacional era de 81%, valor reduzido para 75% em 2012, 69% em 2013 sendo hoje de 62% de acordo com o Balanço Energético Nacional.
Esta diminuição na participação da matriz elétrica pode ser creditada ao fato de que o país não tem construído novas usinas hidrelétricas com capacidade de reservação, e ao aumento da oferta de outras fontes renováveis.
Não são apenas aspectos ligados às precipitações, vazões afluentes e volumes de reservatórios que afetam o tema da geração hidráulica.
Considerando que a quase totalidade dos reservatórios de grande porte são antigos, cabem atualizações importantes quanto ao seu volume útil atual, dimensões do espelho de água, assoreamento, dados atuais de desempenho, comparados com os constantes de sua “Placa de energia”, respostas energéticas de seus equipamentos.
Ao longo dos últimos anos muitas exigências e restrições operativas, em especial de caráter socioambiental vem sendo feitas, alterando os regimes operativos de cada ativo. Novas autorizações de consumo de água nos reservatórios, dadas pela ANA e órgãos congêneres, podem influenciar sua operação.
O Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico- FMASE afirmou na Nota Técnica FMASE 028/2023 emitida em 30 de maio de 2023 que:
“Ocorre que diante de tantas restrições de operação impostas aos reservatórios não só pelo ONS, como pelos gestores do sistema de recursos hídricos, é crescente a preocupação com a disponibilidade do recurso que apresenta um comportamento indeterminado. Tanto que muitos não consideram possível essa mudança no perfil operativo de hidrelétricas. Isso porque, não se pode contar com um recurso hídrico que talvez não esteja disponível para despacho”.
Os modelos de otimização para o planejamento da operação do setor elétrico, como o New Wave que tem como objetivo a determinação das políticas de operação ótimas para sistemas hidrotérmicos interligados que minimizem o custo de operação no período de planejamento, estão atualizados e vem dando as respostas adequadas para os órgãos operadores?
Diante da complexidade que o tema apresenta, o governo federal promoveu a Consulta Pública 150 do MME, de 18/04/2023, que objetivou receber contribuições para o Relatório de Estruturação de Ações e Construção de Indicadores Globais do Plano de Recuperação dos Reservatórios de Regularização de Usinas Hidrelétricas do País (PRR), que pretende avaliar e dar encaminhamentos em vários temas para a questão que envolve estes ativos, observado a necessidade de coordenar esforços que garantam a segurança hidroenergética e os usos múltiplos da água, de forma a gerenciar episódios de escassez hídrica, como os verificados recentemente.
A proposição do PRR decorreu principalmente do deplecionamento dos reservatórios de usinas hidrelétricas (UHEs) . Nas últimas duas décadas, destaca-se que o Brasil tem passado por sucessivas crises hidrológicas que afetam o nível dos reservatórios e consequentemente o custo da energia, pela necessidade de acionamento de usinas térmicas, cujo valor tarifário é muito superior ao das hidrelétricas.
Em 10 de agosto de 2022, foi publicada no Diário Oficial da União (DOU) a Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) no 8, de 11 julho de 2022, que aprovou o Plano de Recuperação dos Reservatórios de Regularização de Usinas Hidrelétricas do País (PRR), cuja elaboração foi determinada pela Lei no 14.182, de 12 de julho de 2021.
O PRR foi desenvolvido por Grupo de Trabalho (GT) instituído pela Resolução CNPE no 2/2022 coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), com participação do Ministério do Desenvolvimento Regional (MDR), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Conforme proposta aprovada, o Plano foi estruturado em 31 ações, divididas em diferentes horizontes de implementação, do curto ao longo prazo, e em quatro grandes frentes de atuação: Aspectos Físicos dos Reservatórios (FA1); Dinâmica de Operação dos Reservatórios (FA2); Planejamento da Operação e da Expansão do SIN (FA3); e Modelagem Matemática (FA4).
A seguir, é apresentado o elenco das ações do PRR, conforme aprovadas no Plano, com descrição resumida e organizadas considerando seu horizonte de implementação. São apresentadas também, para cada ação, os respectivos órgãos responsáveis e participantes, bem como a frente de atuação do PRR a que se refere.
Ações de Curto Prazo (CP):
CP1. Revisão e avaliação da necessidade de recalibração dos parâmetros de aversão ao risco nos modelos matemáticos, de modo a buscar sinalizações mais aderentes à realidade operativa.
CP2. Aprimoramento da representação das restrições hidráulicas operativas individualizadas dos reservatórios nos modelos matemáticos de médio e longo prazos, de forma a permitir gestão mais realista dos recursos hídricos e conferir previsibilidade às ações de planejamento da operação e da expansão.
CP3. Reavaliação da dinâmica de operação dos reservatórios no horizonte do PRR, sob uma visão estrutural, considerando como referência a evolução da matriz elétrica indicada no PDE 2031 e observadas as condições de operação de reservatórios definidas pela ANA, em articulação com o ONS.
CP4. Aprimoramento e operacionalização de mecanismos de gerenciamento do consumo de energia elétrica.
CP5. Aprimoramento da metodologia da Curva de Referência – CRef (premissas para construção e operacionalização).
CP6. Ampliações e reforços dos sistemas de transmissão (interligações regionais).
CP7. Consideração da evolução do Custo Variável Unitário (CVU) no planejamento da operação e formação de preço, considerando aversão ao risco de volatilidade de preços.
CP8. Atualização permanente dos dados históricos e projeções de usos consuntivos da água, com atualização das séries de vazões naturais.
CP9. Aprimoramento da base de dados das restrições operativas hidráulicas para UHEs.
CP10. Avaliação e revisão das restrições hidráulicas operativas, tendo em vista a “nova” dinâmica de operação dos reservatórios (CP3).
Nesse contexto, deverão ser realizadas duas ações propostas:
10.1. A avaliação hidráulica das condições de operação de reservatórios e sistemas hídricos estabelecidas em Resoluções da ANA.
10.2. Definição dos níveis mínimos de defluências das UHE Jupiá e Porto Primavera.
CP11. Fortalecimento da governança da gestão integrada dos reservatórios do sistema elétrico, por meio do aprimoramento do ambiente de articulação entre as várias instituições.
CP12. Atualização dos dados referentes às curvas cota-área-volume e avaliação do assoreamento dos reservatórios.
CP13. Estruturação e modelagem de base de dados de indicadores e estatísticas socioambientais de riscos climáticos, mitigação e adaptação às mudanças climáticas no setor de energia.
CP14. Elaboração de estudo para identificação de potenciais reservatórios de regularização que possuam benefícios para a segurança hídrica e para o atendimento aos usos múltiplos da água, inclusive para o setor elétrico, e priorização de novos reservatórios para estudos de viabilidade técnica, econômica e socioambiental.
CP15. Elaboração de estudo de mapeamento de planos e programas, bem como a identificação de áreas prioritárias para revitalização e recuperação de bacias hidrográficas.
CP16. Mapeamento de procedimento de licenciamento ambiental e de processos adjacentes.
CP17. Elaboração de Roadmap que aborde iniciativas e estratégias que permitam o fortalecimento da resiliência do setor elétrico em resposta às mudanças climáticas.
CP18. Avaliação de critérios para flexibilização de limites de intercâmbio, em horizonte de curto prazo, afeto ao planejamento da operação, em ocasiões excepcionais de atendimento eletro energético do SIN, a serem apreciados pelo CMSE.
CP19. Monitoramento diferenciado da implantação de usinas hidrelétricas e de linhas de transmissão que aumentam os intercâmbios regionais e acompanhar o desempenho operacional dos intercâmbios regionais.
Ações de Médio Prazo (MP):
MP1. Aprimoramento da representação do SIN nos modelos matemáticos para realização dos estudos de planejamento da operação e da expansão.
MP2. Revisão do modelo de mercado de contratação da oferta de geração de energia elétrica. Por hora a ação MP2 fica cancelada, conforme solicitado pela Secretaria Nacional de Transição Energética e Planejamento – SNTEP/MME, através do Despacho SNTEP 0735735, de 24 de março de 2023, com o seguinte texto de justificativa: “Ação cancelada em virtude de estar em tramitação na Câmara dos Deputados, em fase conclusiva, o Projeto de Lei no 414/2021, que aprimora o modelo regulatório e comercial do setor elétrico com vistas à expansão do mercado livre e em virtude da incompletude, até o momento, dos estudos conduzidos pela EPE que basearam a revisão do modelo atual de contratação a ser proposta pelo Ministério de Minas e Energia”.
MP3. Avaliação de estudos sobre as mudanças no regime de vazões.
MP4. Aprimoramento da metodologia de geração de cenários hidrológicos, considerando cenários climáticos (MP3), para incorporação nos modelos e estudos de planejamento do setor elétrico.
MP5. Identificação de oportunidades de melhorias nos processos de planejamento da expansão tendo em vista o monitoramento de indicadores e estatísticas socioambientais de riscos climáticos, mitigação e adaptação às mudanças climáticas (CP13).
MP6. Elaboração de estudos para viabilização de novos reservatórios de regularização.
MP7. Implementação de ações locais para melhorar a infiltração de água no solo e mitigação e redução de assoreamento de reservatórios, com investimentos na revitalização de bacias hidrográficas.
Ações de Longo Prazo (LP):
LP1. Promoção de discussão com a sociedade e com órgãos do sistema ambiental buscando seu entendimento (percepção de risco da sociedade) e avaliação da necessidade de rever a relação de risco/custo no planejamento, e consequentemente revisitar os limites estabelecidos nos critérios de garantia de suprimento.
LP2. Tratativas com os órgãos ambientais, de recursos hídricos, territoriais, FUNAI e outros envolvidos para a efetivação de melhorias no procedimento de licença ambiental identificadas no mapeamento (CP 16).
LP3. Promoção de discussão com a sociedade e com órgãos do sistema ambiental buscando seu entendimento sobre o papel das usinas hidrelétricas do País e a utilização de seus reservatórios.
LP4. Elaboração de diretrizes para o zoneamento do potencial de expansão da agricultura irrigada x uso da água para geração hidrelétrica.
Registra-se que foi estabelecida a diretriz para que houvesse indicadores globais relacionados a todas as quatro frentes de atuação do PRR, de maneira a representar, conforme possibilidade, a completude pretendida para o Plano.
• Indicador 1 (IND1): Média Móvel da Energia Armazenada;
• Indicador 2 (IND2): Equilíbrio de EAR entre as bacias do SIN com maior capacidade de armazenamento;
• Indicador 3 (IND3): Índice de Vulnerabilidade Socioambiental (IVSA);
• Indicador 4 (IND4): Aplicação dos recursos oriundos da Lei no 14.182/2021 nos programas de revitalização dos recursos hídricos – Execução Anual CPR;
• Indicador 5 (IND5): Ampliação da capacidade de transmissão de energia elétrica entre os subsistemas do SIN;
• Indicador 6 (IND6): Aprimoramento dos Modelos;
• Indicador 7 (IND7): Carga líquida de energia anual a ser atendida pelas usinas hidrelétricas.
Considerações finais
O PPR é um documento robusto, e sua eficácia será medida ao longo de 10 anos. O GT que elaborou o documento construiu importantes iniciativas e definiu indicadores a serem avaliados.
Como consideração final acompanho o disposto na Nota Técnica do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico- FMASE 028/2023 emitida em 30 de maio de 2023, que tratou do PPR e que pontuou “Necessidade de melhor governança para os momentos de crise. A crise demonstrou que as atuais sistemáticas de operação e planejamento do setor elétrico não são mais adequadas às novas características do setor. A situação não foi resultado somente da baixa hidrologia e dos reservatórios, mas também de políticas públicas equivocadas, como da má gestão de recursos hídricos.
A recente crise também ensinou, que apesar da redução na oferta de usinas hidrelétricas, o SIN ainda é extremamente dependente da geração hídrica e a sua ausência impacta diretamente as tarifas de energia. Pois, apesar de frequentes reajustes de valores, as bandeiras tarifárias não foram suficientes para cobrir integralmente o custo adicional acarretado pela crise, tanto que em agosto de 2021, o déficit já alcançava R$ 8 bilhões.
Superada a crise hídrica, é hora de rever e modernizar os modelos de operação e planejamento do SEB, bem como melhorar o diálogo, a comunicação e interação entre o sistema de gestão dos recursos hídricos e o setor elétrico.
Para garantir a segurança hídrica e energética, são necessárias ações conjuntas, que compreendam medidas estruturantes e estruturais, envolvendo os agentes do SEB, gestão de recursos hídricos, órgãos ambientais e demais representantes dos usuários de recursos hídricos.
Ainda mais em se considerando o momento de transição energética, onde muito se tem falado da importância da geração hidrelétrica, não só para permitir a expansão de outras fontes limpas, como eólica e solar, mas também como armazenamento de energia, assumindo duplo papel de Bateria e Capacitor do SIN.
Essa avaliação de que a fonte hídrica pode ser a fornecedora de lastro no SIN deve-se ao fato de que nenhuma das outras fontes de geração possui a capacidade de atendimento rápido ao Sistema, tendo condições céleres de se ajustar à curva de carga. Por sua natureza despachável, as hidrelétricas fornecem flexibilidade e segurança ao Sistema, prestando um serviço de confiabilidade invisível e não remunerado pelos modelos comerciais atuais”.
Por fim, pontuo a necessidade da construção de novas usinas hidrelétricas com reservatório com uma necessidade para o Brasil.
Enio Fonseca é Conselheiro do FMASE.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Auto produção de energia impulsiona contratos de longo prazo de eólica e solar em 2023

Dos 23 contratos de longo prazo celebrados no último ano, 20 foram alocados no modelo de autoprodução de energia no mercado livre, aponta levantamento da Clean Energy Latin America.
Um levantamento feito pela Clean Energy Latin America (Cela), consultoria especializada no setor de energia renovável, mostrou que o volume de contratos de longo prazo de energia renovável (Power Purchase Agreement- PPAs, na tradução para o inglês) nos segmentos de energia solar e eólica no chamado mercado livre de energia em 2023 foi impulsionado pelos projetos de autoprodução no Brasil.
Neste arranjo, o consumidor passa a deter uma participação acionária em uma usina e recebe outorga para produzir energia elétrica destinada a seu uso exclusivo. Além dos benefícios ambientais, as vantagens econômicas no setor de autoprodução incluem isenções de encargos setoriais de responsabilidade do consumidor e desconto no uso da rede.
Ao Valor, a CEO da Cela, Camila Ramos, conta que dos 23 contratos de longo prazo celebrados no último ano, 20 foram alocados no modelo de autoprodução de energia no mercado livre, segmento em que o consumidor de energia elétrica pode escolher o seu fornecedor e estabelecer contratos por fonte, prazo ou preço.
“São contratos-âncora que viabilizam os projetos, possibilitam a economia na conta deste consumidor de energia por estarem no mercado livre e serem de energia renovável, fontes mais competitivas, e por serem por serem contratos de autoprodução, que têm benefícios”, diz a executiva.
Ramos explica que os contratos celebrados em 2023 entre consumidores e geradores de energia renovável que comercializam no mercado livre, equivalem a 969 megawatts médios (MWmédios) contratados, um aumento de 63% em relação ao ano anterior, quando foram registrados um patamar de 594 MWmédios. Este aumento é especialmente devido a entrada no estudo de três geradores importantes com dados de PPAs assinados em 2023, que não participaram da pesquisa em anos anteriores.
No último ano, o volume financiado por instituições financeiras dos PPAs assinados foi de R$ 5,4 bilhões, de acordo com o relatório da Cela. Já a quantidade de contratos teve uma leve queda, de 27 acordos em 2022 para 23 no exercício seguinte.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Entidades cobramdo Ministériode Minas e Energia avançosna agenda setorial

Ideia é defender conta de luz de aumentos provocados por medidas políticas, especialmente ‘pautas bomba’ do Congresso.
Entidades com ampla representação dos consumidores de energia elétrica voltaram a cobrar do Ministério de Minas e Energia avanços na agenda de reforma do setor elétrico e ação política para conter “pautas bombas” discutidas no Congresso Nacional que, em caso de aprovação, vão impor novo custo bilionário às contas de luz.
Capitaneada pelo presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, Luiz Eduardo Barata, a coalizão que reúne mais de quinze entidades vinculadas aos consumidores preparou documento com dez medidas prioritárias para corrigir decisões tomadas por governos anteriores, medidas populistas ou de interesse de grupos econômicos específicos defendidas no Legislativo e tirar do papel a atualização do conjunto de normas e lei do setor elétrico consideradas ultrapassadas. Com passagens pelos comandos de órgãos que cuidam do setor (como MME, ONS e CCEE), Barata é um dos especialistas que alertam o governo sobre o risco do setor entrar em colapso.
“O modelo se esgotou há sete anos. Então, se a gente tivesse feito lá atrás uma revisão ampla do modelo, talvez não tivéssemos passando pelas trapalhadas que estamos passando hoje. Mas, não. A gente deixa tudo acontecer para depois tentar resolver”, disse o presidente da Frente.
A apreensão em torno de um dos assuntos que preocupa o setor, a renovação dos contratos das distribuidoras de energia, levou os representantes da Frente a protocolar uma carta endereçada ao ministro Alexandre Silveira. O documento chama a atenção para o risco de deputados federais se rebelarem contra o rito de renovação das concessões. Pela lei atual, o processo deve ser conduzido pelo Poder Executivo.
A ameaça gira em torno da possibilidade do Projeto de Lei 4831/23 conferir ao Congresso o poder de decidir sobre a prorrogação do contrato de 19 distribuidoras. O atual processo de renovação de concessões de distribuição de energia elétrica, a partir de 2025, impacta 60% do mercado de distribuição.
O Ministério de Minas e Energia abriu consulta pública para discutir o tema no ano passado. O governo já recebeu aval do Tribunal de Contas da União (TCU) para estabelecer as diretrizes, por meio de decreto, e submeter individualmente a renovação dos contratos à aprovação do órgão.
O ministério foi questionado sobre as preocupações das entidades que representam os consumidores, mas o órgão não respondeu até o fechamento desta edição.
Ao Valor, Barata informou ainda que vai se reunir esta semana com secretário-executivo do MME, Arthur Cerqueira Valerio, para entregar o documento com os dez temas prioritários do setor elétrico, que envolvem ações no âmbito legislativo e regulatório, e que demandam forte articulação do governo. O trabalho contou ainda com a colaboração de Renata Albuquerque, coordenadora do programa de energia do Instituto Brasileiro de Defesa do Consumidor (Idec). Ela aprofundou a análise sobre o impacto da tarifa elevada sobre as famílias mais pobres.
“Uma conta de luz mais cara aumenta os níveis de pobreza energética e também pode consumir uma parcela significativa do orçamento dos brasileiros. Isso pode comprometer outras áreas da vida que também são essenciais”, disse Albuquerque.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Propostas para transição energética enfrentam disputas e 'jabutis' no Congresso

Projetos voltam ao foco de parlamentares; quatro ministérios de Lula aguardam aprovação para definição de planos.
Após não conseguir aprovar o pacote de propostas relativas à transição energética no final de 2023, o Congresso Nacional volta a se debruçar sobre o tema no primeiro semestre deste ano.
Na visão de membros do governo de Luiz Inácio Lula da Silva (PT), de representantes do setor de energia e de parlamentares, são cinco os projetos de grande importância: o do mercado de crédito de carbono, do hidrogênio verde, dos biocombustíveis, da energia eólica offshore e do Paten (Programa de Aceleração da Transição Energética).
Atualmente, o Ministério da Fazenda, de Fernando Haddad, atua em parceria com pastas como Meio Ambiente (Marina Silva), Indústria (Geraldo Alckmin) e Minas e Energia (Alexandre Silveira) para construir planos voltados à descarbonização e à transição energética.
E a aprovação desses projetos no Legislativo é vista como fundamental para a aplicação de tais diretrizes, que ainda estão em elaboração pelo Executivo.
No final de 2023, a maior parte dessas propostas chegou a entrar na mira da Câmara dos Deputados.
O presidente da Casa, Arthur Lira (PP-AL), queria que elas fossem aprovadas antes da COP28, a conferência anual sobre clima da ONU (Organização das Nações Unidas), à qual ele pretendia comparecer.
Lira de fato viajou a Dubai, nos Emirados Árabes, para o evento, mas não levou na bagagem todo o pacote.
Deputados não conseguiram entrar em acordo sobre a redação de todos os projetos.
O projeto que regulamenta o funcionamento de usinas eólicas offshore na costa brasileira começou no Senado Federal ainda em 2022, sob relatoria de Carlos Portinho (PL-RJ).
Na Câmara, ele foi aprovado logo antes da COP de Dubai. No entanto, o texto foi desfigurado com os chamados "jabutis", que criaram incentivos de R$ 39 bilhões, e para tecnologias altamente poluentes, como as usinas de gás e carvão.
Agora ele volta a ser apreciado pelo Senado. O presidente da Casa, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), ainda precisa definir quem será o relator.
Por convenção, o posto deveria ser de quem o ocupou na primeira passagem, portanto, Portinho. Mas tanto a discussão sobre a manutenção ou não dos "jabutis" como negociações envolvendo o governo Lula e o Congresso retardam a escolha e podem resultar em novo nome na relatoria.
Caso mantidos os "jabutis", eles podem elevar o preço da conta de luz em 11%.
Já o projeto do crédito de carbono foi aprovado pelo Senado em 2023, mas com uma exceção criada para que o agronegócio não faça parte do mercado regulado —o que também exime o setor de cumprir com as obrigações de redução de emissão de gases prevista para este mercado.
Na Câmara, ele foi aprovado apenas no final do ano, já após a COP28, e sofreu diversas alterações que deixaram a proposta menos consensual.
De volta ao Senado, ele também aguarda definição de quem será o relator, que precisará negociar a redação com o agro e o governo federal.
Os deputados usaram uma manobra regimental para ampliar seu controle sobre a sua redação final. O texto enviado pelos senadores foi incorporado a outro projeto que já estava lá em tramitação.
Assim, a Câmara se tornou a Casa iniciadora da proposta e, portanto, se a proposta sofrer alterações no Senado, precisará novamente passar pelos deputados.
O projeto do Paten, visto como um potencial motor da transição energética, cria mecanismos de financiamento por meio de créditos a receber junto à União —esses montantes podem ser utilizados como garantias para empréstimos em projetos sustentáveis.
A proposta também não foi votada em 2023. Dentre as divergências que faltam ser resolvidas estão a possibilidade do uso dos precatórios como garantia e a restrição de que iniciativas relacionadas ao etanol fiquem limitadas ao tipo de segunda geração.
O etanol de segunda geração é uma forma de produção do combustível que causa menor impacto ambiental, mas também é menos difundida no mercado.
O projeto dos biocombustíveis cria programas de incentivo para o biodiesel, o biometano e o SAF (combustível de aviação de menor impacto ambiental).
Atualmente na Câmara, sob relatoria de Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), o texto se encontra em meio a disputas entre a bancada ruralista, o setor de petróleo e o governo federal.
O principal entrave diz respeito ao dispositivo que prevê uma mistura obrigatória de 15% de biodiesel no diesel comercializado no Brasil, e o crescimento anual de 1% nesta taxa. Tal medida é defendida pelo agronegócio.
Críticos, no entanto, pedem que o percentual não fique cravado na lei. Para essa ala, o CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) deveria ter mais poder de definição sobre o percentual para evitar que o preço final fique suscetível às imprevisibilidades das safras de cana e soja, por exemplo.
O hidrogênio verde é visto por ambientalistas como o combustível de maior potencial para revolucionar a transição energética, mas a tecnologia ainda é pouco difundida no mundo.
Há dois projetos em tramitação no Congresso, um que começou no Senado e agora está a Câmara e outro que fez o caminho inverso.
A principal diferença entre os dois é que o primeiro prevê mais mecanismos de incentivo ao setor —mas há também mais resistência de parlamentares.
Ambos os textos criam as definições legais sobre o que pode ser considerado hidrogênio verde (basicamente, o hidrogênio produzido por fontes não poluentes) e diretrizes gerais para a produção e comercialização dele no país.
Outras propostas importantes em tramitação incluem o Mover (Programa Mobilidade Verde e Inovação), que visa a descarbonização dos meios de transporte brasileiro, e o projeto que regulamenta os bioinsumos —por exemplo, fertilizantes produzidos com menor impacto ambiental.
Atualmente, segundo levantamento da Frente Parlamentar de Energia, há mais de mil projetos em tramitação sobre a transição verde no Congresso.
"A temática da transição energética terá impacto em todos os setores da economia. Além disso, esses mesmos setores estão cada vez mais investindo na energia limpa. O relatório mais recente da Agência Internacional de Energia mostra, inclusive, que o investimento global na transição energética aumentou 17% e alcançou a marca de US$ 1,8 trilhão em 2023", afirma Tiago Santana, sócio do Perman Advogados.
Trata-se de um recorde histórico. Esse investimento também é puxado pelo próprio setor de combustíveis fósseis, já que essa indústria, atualmente, tem grande investimento na transição energética, sendo ela vital para para esse desenvolvimento", diz.
PRINCIPAIS PROJETOS SOBRE TRANSIÇÃO ENERGÉTICA NO CONGRESSO
Crédito de Carbono (PL 2.148/2015)
O que é: Regulamenta o mercado de carbono brasileiro, os parâmetros máximos de emissões de gases de efeito estufa e as diretrizes gerais para compensação desta poluição Subsídio: Não Relator: Aguardando definição
Tramitação: Começou no Senado, passou (e foi alterado) na Câmara, voltou à primeira Casa e deve ter que passar, mais uma vez, pela Câmara Entraves: Texto foi bastante alterado com relação ao que havia sido aprovado inicialmente pelos senadores. Ainda não há consenso entre governo e Congresso, nem sobre a inclusão do agro no mercado regulado. Uma alteração no regimento interno da Câmara transformou a Casa em propositora do texto, portanto, mesmo aprovado uma segunda vez pelo Senado, o projeto deve precisar voltar aos deputados.
Eólica offshore (PL 11.247/18)
O que é: Regulamenta a exploração de energia eólica em alto-mar na costa brasileira Subsídio: Sim
Relator: Aguardando definição
Tramitação: Aprovado no Senado, recebeu uma série de jabutis na Câmara e agora aguarda para ser novamente apreciado pelos senadores.
Entraves: Trecho que regulamenta a atividade é praticamente consensual. O impasse é se jabutis que beneficiam as indústrias de gás e carvão serão mantidos no texto ou não.
Programa de Aceleração da Transição Energética, o Paten (PL 327/2021)
O que é: Cria o Fundo Verde e outros mecanismos de financiamento de programas voltados à transição energética baseado em créditos a receber da União
Subsídio: Não Relator: Marussa Boldrin (MDB-GO)
Tramitação: Projeto está na pauta do plenário da Câmara, aguardando para ser votado
Entraves: Ainda não há um texto final e consensual sobre o programa. As principais discussões são sobre uso dos precatórios para financiamento, a restrição dos programas ao etanol de segunda geração (menos poluente que o etanol comum) e o acréscimo dos carros elétricos explicitamente citados como um dos focos do fundo
Biocombustíveis (PL 528/2020)
O que é: Cria programas e incentivos para a produção de biodiesel, de biometano e do SAF (combustível menos poluente para aviação)
Subsídio: Não
Relator: Arnaldo Jardim (Cidadania-SP)
Tramitação: Está no plenário da Câmara. Se aprovado, ainda vai ao Senado
Entraves: O maior entrave é no percentual de biodiesel a ser misturado no diesel comum. O projeto prevê um escalonamento de 1% anual, a partir de 15%, proposta apoiada pelo agro. Governo e setor petroleiro defendem que o percentual não seja totalmente definido em lei
Hidrogênio Verde (PLs 2.308/2023 e 5.751/2023)
O que é: Ambos os textos regulamentam e tipificam o que é o hidrogênio verde (hidrogênio produzido a partir de fontes renováveis) e como deve funcionar a sua produção e comercialização.
Subsídio: Não
Relatores: Otto Alencar (PSD-BA) e aguardando definição
Tramitação: O primeiro já foi aprovado na Câmara dos Deputados e aguarda no Senado, enquanto o segundo faz o caminho inverso.
Entraves: O principal obstáculo é a construção de um texto de convergência, único. Um dos principais entraves é que o texto que começou no Senado tinha mais incentivos e incluía subsídios ao setor, enquanto o que começou na Câmara dos Deputados.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

// - Governo marca leilão de reserva de energia e inclui hidrelétricas

Ministério de Minas e Energia abriu consulta pública para contratar potência de usinas novas e existentes visando a garantir o fornecimento de energia elétrica.
O Ministério de Minas e Energia publicou portaria nesta 6ª feira (8.mar.2024) autorizando a abertura de consulta pública sobre um leilão de reserva de energia. A disputa será no dia 30 de agosto e será destinada à contratação de potência elétrica de usinas de geração novas e existentes com o objetivo de garantir o fornecimento de energia elétrica no país. Eis a íntegra da portaria 774 de 2024 (PDF – 252 kB).
O governo estabeleceu que o leilão, além de contratar potência de usinas termelétricas como é habitual, também terá a participação de hidrelétricas. Empreendimentos hídricos terão contratação assegurada em uma das modalidades da disputa, atendendo a um pleito desses geradores, que ficaram de fora do leilão de 2021. Neste ano, há um temor de agentes do setor quanto aos níveis dos reservatórios das hidrelétricas no período seco.
De acordo com a portaria, o leilão negociará potência de 3 tipos de empreendimentos:
Térmicas para 2027 – contratação de potência de usinas termelétricas, com entrega a partir de 1º de julho de 2027 e contratos de 7 anos. Podem participar empreendimentos novos e existentes, sem inflexibilidade;
Térmicas para 2028 – contratação de potência de usinas termelétricas, com entrega a partir de 1º de janeiro 2028 e contratos de suprimento de 15 anos. Podem participar empreendimentos novos e existentes, sem inflexibilidade;
Hidrelétricas para 2028 – contratação de potência de usinas hidrelétricas, com entrega a partir de 1º de janeiro 2028 e contratos de suprimento de 15 anos. Podem participar empreendimentos para ampliação de capacidade instalada de usinas existentes, despachadas centralizadamente, e que não foram prorrogadas ou licitadas depois de 2013.
O leilão poderá viabilizar novas usinas térmicas ou ampliar as existentes, além de permitir aumento de capacidade de empreendimentos hídricos com novas máquinas. Vencerá a disputa os empreendimentos que ofertarem menor custo variável.
A contratação de potência elétrica reservada é uma medida necessária para garantir que o sistema elétrico nacional tenha capacidade de suprir o país em um momento de crescente inserção de fontes intermitentes na matriz elétrica, como as usinas eólicas e solares, que têm produção altamente variável conforme o tempo e não podem ser despachadas pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico).
Quando a geração dessas fontes renováveis cai, como durante a noite no caso das usinas solares, o ONS precisa acionar as usinas termelétricas ou hidrelétricas flexíveis para atender o sistema e garantir que não haja falta de abastecimento.
montante de potência que o governo pretende contratar por categoria ou no leilão não foi divulgado. As regras foram elaboradas com base em estudos da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e do ONS. O edital final e as minutas dos contratos deverão ser elaborados pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), que promoverá o leilão.
A portaria sobre o leilão é assinada pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, e foi publicada no DOU (Diário Oficial da União). Os documentos sobre a concorrência e o formulário para envio das contribuições na consulta pública estão disponíveis no site no MME até 28 de março.
De acordo com as regras estabelecidas, as empresas proprietárias dos empreendimentos contratados terão uma receita fixa anual garantida pela disponibilidade da potência, que será paga em 12 parcelas mensais e poderá ser reduzida conforme o desempenho da operação nos meses anteriores.
Pelas regras, a Aneel poderá aplicar penalidades na forma de redução da receita em caso de:
não entrega da potência requerida por empreendimento termelétrico, que implicará na redução mínima de 5% da parcela mensal;
indisponibilidade de unidade geradora hidrelétrica, que resultará em redução mínima de 5% da parcela mensal.
No caso de térmicas a gás natural, é preciso que empreendimentos comprovem a viabilidade do fornecimento do insumo ao empreendimento, que deve ser protocolado na ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis).
A portaria alerta aos empreendimentos sobre o “risco relativo à incerteza de despacho do seu empreendimento pelo ONS, inclusive no que se refere à quantidade de partidas e paradas, bem como ao tempo de operação e à quantidade de energia produzida”.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Maioria das empresas vê na transição tecnológica e ambiental chave para o sucesso

Pesquisa da consultoria Capgemini aponta que 7 em 10 organizações concordam que os modelos sustentáveis de negócios orientados digitalmente se tornarão fundamentais para o crescimento das receitas em até cinco anos.
acesso à internet, de um lado, e a obrigação das empresas se tornarem mais sustentáveis devido à crise climática, de outro. A preparação para esse cenário foi tema de uma pesquisa global da consultoria Capgemini, que explorou a necessidade de uma transição “ecodigital”, na qual as duas mudanças sejam interligadas para terem sucesso.
A maioria das organizações (77%) concorda com a afirmação de que estamos vivenciando uma transição dupla para um ambiente digital mais sustentável. A tecnologia poderá facilitar a busca por novas soluções, em meio a uma demanda crescente da sociedade por responsabilidade ambiental para evitar o agravamento da crise climática.
Segundo o relatório da Capgemini, 7 em 10 organizações concordam que os modelos de negócios orientados digitalmente se tornarão um contribuidor chave para o crescimento das receitas nos próximos três a cinco anos, e 60% esperam que esses modelos digitais gerem mais receita do que seus modelos de negócios tradicionais.
Além disso, 60% das organizações expressam confiança no potencial da tecnologia para acelerar a realização de metas de sustentabilidade, levando a um aumento do investimento em soluções digitais pelo seu impacto na sustentabilidade.
Para Emanuel Queiroz, vice-presidente de desenvolvimento sustentável da Capgemini Brasil, deixar de participar dessa transição não será uma escolha viável. “Existe uma questão de obrigatoriedade. Há uma grande oportunidade de um mercado que se mostra muito rentável não só para a questão digital”, diz.
Nesse contexto, novos modelos de negócios são necessários. Entre os exemplos, então a Airbus, fabricante de aviões, que utiliza a inteligência artificial para redesenhar a esteira de produção e criar aeronaves que passem a contar com peças mais leves e precisem de menos combustível, gerando menos emissões. Outros modelos são os gerados a partir da economia circular, que visa produzir bens já pensando em reutilizá-los ou reciclá-los após o término da vida útil.
“É importante o equilíbrio entre os dois pontos, se não a digitalização passa a ser mais um vilão na questão das emissões. Não existe uma transição digital sem pensar no impacto à sociedade, e não existe uma transição ambiental sem pensar no uso da tecnologia”, resume o executivo da Capgemini.
A pesquisa foi feita com 1.500 executivos seniores de organizações globais com receita anual acima de US$ 1 bilhão e startups com capitalização de mercado superior a US$ 1 bilhão. Os países pesquisados foram: Estados Unidos, Reino Unido, França, Alemanha, Japão, Países Baixos, Cingapura, Índia, Canadá, Espanha, Itália, Austrália, Noruega e Suécia. Também foram feitas pesquisas qualitativas.
O Brasil e a América Latina ficaram de fora do estudo porque o foco está nos países mais desenvolvidos, com mais recursos para tomar ações. Mas, conforme Queiroz, o cenário brasileiro não é muito diferente, já que está intimamente ligado ao global por meio do comércio exterior.
“As regras cruzam fronteiras por meio das legislações. Empresas de fora da União Europeia não podem importar de países que não sigam regulamentações de desmatamento, saúde e segurança, por exemplo”, afirma. Uma vantagem das empresas brasileiras é a matriz energética do País, primariamente limpa por ser gerada em hidrelétricas.
No entanto, também é preciso ficar atento, já que a transição digital pode acelerar tanto a regeneração do meio ambiente quanto a destruição, por meio da demanda maior por energia e por minerais como cobalto e lítio, cuja mineração não é simples, além do descarte de objetos antigos.
Efeitos
O estudo da Capgemini estima que a economia, impulsionada pelo digital e pela sustentabilidade, deverá duplicar até 2028, o que demonstra que o potencial inexplorado do ambiente ecodigital é vasto. “(A transformação) vai acelerar o desenvolvimento da economia, atrelar o pilar econômico do desenvolvimento ao social e ao ambiental”, projeta Queiroz.
Um ponto passível de atenção é garantir que os benefícios não fiquem restritos a poucas pessoas, normalmente moradores de grandes centros comerciais e urbanos. Para isso, o fornecimento de energia elétrica para todos, até os menores rincões, é necessário (desde que gerada a partir de fontes renováveis, como solar, eólica e hidrelétrica).
A energia será necessária para garantir a coleta de dados digitais que orientem ações e mais acertadas, nos negócios e para o meio ambiente, com o uso da inteligência artificial. “Ela permitirá um processo produtivo mais eficiente, produtos que emitem menos, e a energia acaba sendo mais barata”, diz o vice-presidente da Capgemini Brasil. O relatório estima que a redução das emissões globais de gases de efeito estufa através do uso de tecnologias digitais até 2028 superará o aumento esperado das emissões atribuídas ao digital.
Alguns setores da indústria que encontram maior dificuldade para ter acesso à informação, em locais com pouca conexão, podem sofrer na transição ecodigital. Os principais exemplos são grandes segmentos na indústria de extração, de base, que podem ficar sem acesso aos dados.
Força de trabalho
A adaptação da força de trabalho também precisará de atenção, garantindo ao mesmo tempo que os trabalhadores estejam prontos para fazer parte da transição e que a diversidade esteja presente nas empresas, em todos os níveis. Segundo o estudo, quase 40% da força de trabalho total deverá ser dedicada a iniciativas digitais nos próximos 3 a 5 anos, e 64% das organizações já estão investindo na requalificação das suas forças de trabalho existentes, o que aponta para uma necessidade de estruturas flexíveis que permitam uma evolução rápida.
“Educação e criação de cultura são temas mandatórios. Na questão da tecnologia, as pessoas precisam ter acesso aos dados para terem uma visão abrangente deles e saibam que tipo de informações eles podem gerar para tomar decisões”, menciona Queiroz.
A jornada em busca da dupla transformação se tornará cada vez mais necessária. “É uma questão de sobrevivência, participar da transformação ou ficar de fora”, reforça Queiroz. A escolha será fazer parte da transição ecodigital ou não se relacionar com grandes empresas ou grandes economias de outros países. Por isso, fazer parcerias com outras companhias e organizações e formar “ecossistemas” é outra atitude interessante.
O relatório faz cinco recomendações para as empresas aproveitarem as oportunidades. Confira:
Identificar eficiências em toda a empresa para impulsionar a redução de custos.
Focar em obter uma combinação bem equilibrada de recursos de curto e médio prazo, apoiados por objetivos de negócios claros.
Reinvestir o total economizado em transformação digital, a fim de maximizar os benefícios.
Incorporar sustentabilidade e métricas de desempenho acessíveis no ciclo de vida de produtos e serviços.
Explorar o ecossistema da indústria e dos fornecedores para acelerar melhorias.
Fonte e Imagem: Estadão.

// - Sistema de energia brasileiro chega a marca de 200 gigawatts com 84% da produção a partir de fontes renováveis

Ministro de Minas e Energia ressaltou a importância de ter uma rede com “segurança energética”.
O Sistema Interligado Nacional (SIN) de energia ultrapassou nesta quinta-feira a marca de 200 gigawatts (GW) de capacidade instalada, após o início das operações da usina fotovoltaica Boa Sorte I, em Paracatu (MG).
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD-MG), celebrou o marco e destacou a importância de produzir energia com fontes limpas e renováveis.
— Essa é uma marca importante para o sistema elétrico e para o país. Nossa missão, à frente do Ministério de Minas e Energia, é equilibrar segurança energética com a modicidade tarifária, beneficiando brasileiras e brasileiros. Com as fontes limpas e renováveis, estamos trazendo uma geração de energia de qualidade e sendo protagonistas na transição energética mundial — afirmou o ministro.
Introduzida no SNI, a usina de energia solar instalada em Paracatu tem capacidade de gerar 814 Gwh, segundo a empresa Atlas, responsável pela unidade de geração de energia. Segundo dados da Agência Nacional de Energia (Aneel), 84,25% da produção de energia do SNI vem a partir e fontes de energia renováveis, com 55% provenientes de usinas hidrelétricas.
A matriz energética brasileira conta com quatro principais fontes renováveis de geração de energia. São elas:
1. Hídrica (55%)
2. Eólica (14,8%)
3. Biomassa (8,4%)
4. Fotovoltaica ou solar (6,28%)
Já entre as fontes não renováveis, as usinas de gás natural são a maioria (9%), seguidos pelo petróleo (4%) e carvão mineral (1,75%).
Segundo o Ministério da Energia, mais de 625 mil sistemas de geração de energia solar foram instalados no Brasil em 2023. Além disso, também houve acréscimo de 837 mil unidades consumidoras que passaram a utilizar os excedentes e os créditos da energia gerada nos sistemas instalados.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Hídricas sustentam consumo alto com mais de 80% da geração

O foco na preservação dos reservatórios do SE/CO não impediu que as hidrelétricas venham cobrindo o espaço deixado pelas oscilações dos ventos.
Mesmo representando atualmente apenas 50,01% da capacidade instalada do SIN, segundo os últimos dados do ONS, a geração hidrelétrica segue como principal garantidora do consumo do país, graças a suas características de flexibilidade e armazenamento.
Na quinta-feira passada, 29 de fevereiro, quando a carga bateu o recorde deste ano até agora, com 90.221 MWmed, as hídricas responderam por 81,04 da energia demandada, com 73.118 MWmed, sendo 67.310 das usinas 100% nacionais e 5.803 de Itaipu.
No dia 1o de março, embora a carga tenha arrefecido ligeiramente, para 89.514 MWmed, a contribuição das hídricas foi ainda maior, chegando a 81,84%, equivalentes a 73.263 MWmed. Desde meados de fevereiro, quando a safra de ventos firmas deste verão aparentemente terminou, as hídricas têm sido acionadas para cobrir as oscilações eólicas.
No dia 20 de fevereiro a participação percentual das hidrelétricas na geração total (82.948 MWmed) bateu o recorde do período recente, com 83,08%. Naquele dia, as usinas eólicas geraram apenas 2.217 MWmed, ou 2,67% da geração total.
A redução drástica da safra de ventos, com algumas lufadas em dias subsequentes, começou a partir de 14 de fevereiro, quando sua participação na geração total caiu de 16,09% no dia anterior para 7,97%. A partir de então, somente nos períodos dessas lufadas de ventos, como entre 24 e 27 de fevereiro, a geração hídrica ficou abaixo de 74,5% da carga em dias úteis.
A melhora da hidrologia nas áreas das grandes hidrelétricas a fio d’água da Amazônia, especialmente em Belo Monte, foi decisiva para permitir que as hidrelétricas dessem este suporte ao SIN em um momento de preocupação em preservar os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), carentes de afluência no atual período úmido.
No dia 1o de fevereiro, Belo Monte, Jirau e Santo Antônio geraram juntas 8.041,14 MWmed, sendo apenas 2.251,70 da maior usina 100% brasileira. Em 1o de março elas produziram 13.060,49 MWmed, sendo 6.872,51 de Belo Monte.
Solar ultrapassa eólica
Como consequência dos ventos desfavoráveis e da expansão contínua da capacidade de geração solar fotovoltaica centralizada, a partir do dia 14 de fevereiro a relação entre as duas fontes renováveis não despacháveis se inverteu de forma consistente pela primeira vez na história, com a eólica perdendo para a solar a primazia de segunda fonte com maior contribuição para a carga.
Naquele dia 14, a solar, com 8.248 MWmed gerados, respondeu por 9,79% da geração total, enquanto a eólica, com 6.731, cobriu 7,97% da demanda. A partir daí, até ontem (05/03), exceto pelo período de 24 a 27 já mencionado acima, a geração solar foi sempre maior do que a eólica, em termos relativos e absolutos, com a primeira girando em torno dos 10% do total e a segunda descendo ao vale de 1,62% (1.457 MWmed).
Em todo o período pesquisado, a geração térmica convencional manteve-se entra as casas dos 4% a 6% da geração total, oscilando sempre entre 4 mil e 5 mil MWmed diários, alinhada com a preocupação do governo em não onerar o consumidor.
Fonte e Imagem: Energia Hoje.

// - Belo Monte é usina que menos emite gases de efeito estufa na Amazônia

Pesquisa mostra emissões de CO2 semelhantes à energia solar.
A hidrelétrica de Belo Monte é a usina que menos emite gás carbônico no bioma Amazônia, além de ser a quinta hidrelétrica mais eficiente do Brasil em termos de taxa de intensidade de gases poluentes. A conclusão é de estudo feito pelo Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppe/UFRJ).
Coordenado pelo professor do Programa de Planejamento Energético da Coppe, Marco Aurélio Santos, o estudo Desenvolvimento de Metodologia para o Cálculo das Emissões de Gases de Efeito Estufa no Reservatório da UHE Belo Monte avalia que nos próximos dez anos, a área alagada do empreendimento deverá apresentar, de forma progressiva, emissões mais reduzidas. Os resultados obtidos mostram que Belo Monte tem um indicador de intensidade de emissões de CO2 muito baixo e níveis similares de emissões em comparação a outras fontes de energias renováveis, como eólica e solar.
O problema das emissões das hidrelétricas vem sendo estudado pela equipe do professor desde a década de 1990. “Temos feito vários estudos para as empresas do setor e para a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) sobre a questão. Porque, até então, havia uma ideia errônea que as hidrelétricas não emitiam nenhum tipo de poluição aérea”. Mas, pela similaridade que acontece nos rios e lagos, os pesquisadores acabaram prospectando nos reservatórios os mesmos processos, ou seja, a decomposição da matéria orgânica em condições subaquáticas por microrganismos que fazem essa busca por alimento, por energia, e acabam eliminando, como um subproduto, os gases causadores do efeito estufa. No caso, ali foram encontrados CO2 (gás carbônico), metano e óxido nitroso.
Diagnóstico
Marco Aurélio Santos explicou à Agência Brasil que há um espectro grande de tipologias de projetos no qual já foi determinado um certo padrão de emissões distribuídas no espaço, isto é, no corpo dos reservatórios, e no tempo. “Nós temos um diagnóstico dessas questões, tanto dos locais que podem mais emitir esses gases, bem como quando eles são emitidos mais fortemente e quando circulam em uma situação de mais equilíbrio”. O tema tem sido discutido pelos pesquisadores da Coppe com grupos de vários países, como França, Estados Unidos, Canadá, e em fóruns internacionais.
Entre 2011 e 2013, a equipe do professor foi contratada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) para estudar oito reservatórios de hidrelétricas no Brasil, pensando que existem diferenças quanto ao bioma e à vegetação nesses reservatórios. “Nós fizemos vários estudos no território brasileiro em reservatórios que já existem e efetuamos a quantificação”. Santos informou que, além dos oito reservatórios, foram analisadas mais três áreas naturais onde seriam construídos reservatórios, para que se pudesse ter a dimensão das emissões naturais e, de certa maneira, descontar isso da emissão antrópica (produzida pelos homens). “A diferença entre a emissão que o reservatório faz atualmente menos a emissão natural do passado dá o que nós chamamos de emissão líquida, ou seja, a emissão realmente atribuível à instalação do reservatório”.
Trabalho de campo
Um dos reservatórios das futuras áreas foi o de Belo Monte, sobre o qual já havia esse estudo anterior. Como o governo mudou, o projeto não teve continuidade. Então, o Consórcio Norte Energia, grupo formado por diversas empresas envolvidas na construção da Usina Hidrelétrica de Belo Monte, pediu que o professor e sua equipe continuassem aquele trabalho apenas para o reservatório de Belo Monte, agora já com a usina construída, para ter o cálculo das emissões antes e depois.
O trabalho de campo dos pesquisadores durou três anos e analisou amostras em seis campanhas de medição, em 45 pontos diferentes da Bacia do Xingu e do reservatório, no Pará, onde a usina está instalada. Os cientistas cruzaram os resultados das medições de gases de efeito estufa com o estudo do ciclo do carbono em reservatórios de hidrelétricas e concluíram um importante avanço para o setor elétrico brasileiro, já que, até o presente momento, muito se tem especulado sobre o assunto, sendo as hidrelétricas apontadas constantemente como responsáveis por emitirem grandes quantidades de gases poluentes na atmosfera.
Concluíram então que Belo Monte é a usina hidrelétrica que menos emite gases de efeito estufa no bioma Amazônia porque esses gases são produzidos no fundo do reservatório e também na coluna d’água e migram, isto é, são transportados para a atmosfera. Os pesquisadores fizeram a determinação desse fluxo na área do reservatório. Só que a área do reservatório de Belo Monte é relativamente pequena, em comparação com outros reservatórios na região.
Marco Aurélio Santos informou que o reservatório guarda água para gerar energia elétrica. Belo Monte tem uma potência instalada de 11 mil megawatts (MW) ou 11 gigawatts (GW) e precisa ter água para gerar toda essa potência. Mas, por questões ambientais, a usina não pôde ter um reservatório maior para guardar água para o período seco e poder gerar mais energia. Daí, seu reservatório ser menor do que deveria ter sido, conforme previa o projeto original. “Mesmo assim, a quantidade de energia que Belo Monte gera é muito grande”. Santos explicou que pegando-se o coeficiente que divide a quantidade de gases produzidos pela quantidade de energia, o índice de intensidade de emissões resulta em uma quantidade de emissões muito baixa em relação às tecnologias tradicionais, bem como às outras hidrelétricas que estão no bioma Amazônia.
Inventário
Na avaliação do professor da Coppe, o Brasil precisava ter um inventário nacional de gases de efeito estufa dos reservatórios hidrelétricos, como os Estados Unidos, através da agência ambiental americana, já estão fazendo. “Isso o governo brasileiro não faz. O que está sendo feito são iniciativas das empresas proprietárias das hidrelétricas. Para nós termos uma verdadeira ideia dessa variação no território brasileiro, deveriam ser feitos mais estudos”. Os Estados Unidos estudaram 108 hidrelétricas. “Hoje, os Estados Unidos têm uma radiografia dessa questão muito mais apurada do que nós. Essa é uma falha do governo do Brasil”, criticou o professor. “Já as empresas estão reagindo, promovendo estudos, para demonstrar que não é bem aquilo que os outros diziam”. Salientou que a equipe está disposta a fazer novas radiografias do setor hidrelétrico, “desde que sejamos convidados pelo governo brasileiro a fazer”.
Para fazer a análise das usinas que não tiveram um estudo das emissões antes da construção dos reservatórios, são buscados estudos e publicações científicas que tenham sido feitos naquela região sobre emissões nos solos do Cerrado, da Amazônia, por exemplo, sobre a respiração das plantas, do que emitem e absorvem de CO2, se há estudos em áreas naturais aquáticas, como rios e lagos. Aí, é feita uma projeção de como seria a emissão no passado, porque a emissão atual consegue-se medindo reservatórios já construídos. Faz-se então a comparação, que resulta na emissão líquida. As emissões dos oito reservatórios foram calculadas com base nessa metodologia.
O estudo “Desenvolvimento de Metodologia para o Cálculo das Emissões de Gases de Efeito Estufa no Reservatório da UHE Belo Monte” usou como base o Índice de Intensidade de Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE), métrica reconhecida internacionalmente e estabelecida pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC), organização científica criada pelas Nações Unidas para avaliar os riscos das mudanças climáticas. O Brasil possui 147 hidrelétricas integradas ao Sistema Interligado Nacional (SIN) e operadas em conjunto pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
De acordo com a Coppe, as hidrelétricas se destacam, entre as diversas fontes de energia disponíveis, como uma opção viável e eficiente para a geração de energia limpa e renovável e desempenham importante papel na complementariedade de fontes de energia e na estabilidade do sistema, pois têm geração firme, em grande escala, e compensam a intermitência de fontes como solar e eólica. Belo Monte é a maior hidrelétrica 100% brasileira e se encontra em operação plena desde novembro de 2019. (Alana Gandra).
Fonte e Imagem: Agência Brasil.

// - Consulta discute padronizar processos do ONS em modelo semelhante ao da CCEE

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a abertura de consulta pública, com prazo de 47 dias, de 7 de março e 22 de abril, para aperfeiçoamento dos processos decisórios do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), assim como existe na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
A expectativa é que após o fechamento da consulta as contribuições sejam analisadas e dentro de um prazo de 120 dias ocorra a revisão dos procedimentos de rede. Inclusive, sobre as contribuições, os diretores Ricardo Tili e Hélvio Guerra pediram para constar em ata a discussão sobre permitir sustentações orais na abertura de consultas.
Para os diretores, a consulta é destinada justamente para o recebimento de contribuições e qualquer avaliação antes do fechamento e análise pelas áreas técnicas poderia resultar em um julgamento antecipado do tema.
A consulta e a padronização
“Acho que tem ganho de produtividade para a CCEE, ONS, agentes e Aneel, abrindo essa CP no caminho de padronizar os processos”, disse o diretor Ricardo Tili, relator do processo que tem como objetivo iniciar um conjunto simplificado e específico de temas pós-operação e não interferir nos de operação real-time.
Na apresentação técnica, ficou pontuada a ausência de definição regulatória objetiva, assim como a busca pela segurança jurídica na interface com a agência reguladora. E apesar de usar o mesmo modelo, o aprimoramento busca dar uma distinção formal entre os procedimentos do ONS e CCEE, dando maior isonomia entre os agentes.
Entre os assuntos do ONS cobertos pela proposta estão as apurações de indisponibilidade de usinas e de restrição de capacidade operativa e sobrecarga de instalações de transmissão da rede básica e interligações internacionais; de parcelas variáveis de indisponibilidade ou restrição da capacidade operativa; bem como de parcelas de ineficiência por ultrapassagem (PIU) e por sobrecontratação (PIS).
Ritos semelhantes ao da CCEE
Quanto à impugnação de decisões do ONS, ela poderá ser requerida pela parte interessada mediante interposição de pedido para a diretoria do Operador que proferiu a decisão, dirigido à Aneel. Caso o ONS não faça a reconsideração, remete os autos à Aneel, em até dez dias da data da última protocolização.
O pedido de impugnação também deve indicar os dispositivos normativos tidos como violados e observará o rito aplicado ao processamento de recursos junto à Aneel e no prazo especificado.
Os autos remetidos para a agência devem ser integrados por todos os documentos anteriormente apreciados, decisões, pedidos admitidos e ponderações da diretoria do ONS.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Licenciamento se tornou barreira para geração de energia hidrelétrica no País

Entidades reclamam da dificuldade em obter as autorizações para iniciar projetos no segmento.
Associações do setor de geração de energia hidrelétrica criticam a demora no licenciamento ambiental para a construção de usinas de qualquer porte. Enquanto empreendimentos de fontes como eólica e solar obtêm êxito na liberação em meses, as usinas hidrelétricas podem levar mais de dez anos. As entidades reclamam de uma “demonização” sem sentido do setor, principalmente com as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), com baixo impacto ambiental.
Além disso, o licenciamento ambiental de usinas hidrelétricas de pequeno porte é realizado particularmente por estado, o que cria novos gargalos para o desenvolvimento dos projetos e aumenta a incerteza para investidores. “Às vezes, as secretarias estaduais não têm estrutura de pessoal adequada para dar vazão aos diversos processos de licenciamento que existem”, comenta o presidente-executivo da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), Charles Lenzi.
A Abragel estima que o ciclo de desenvolvimento de um projeto de geração de energia hidrelétrica pode levar de 10 a 12 anos. “Isso é um custo muito grande, gera um nível de incerteza muito alto, que acaba atrapalhando o investimento. O licenciamento ambiental tem boa parcela desse tempo”, completa Lenzi.
Ele aponta um preconceito com usinas hidrelétricas em geral, por falta de conhecimento dos seus impactos ambientais. Nos últimos dez anos, não houve nenhum licenciamento concedido para usinas de maior porte. “Os projetos de centrais hidrelétricas, sejam elas pequenas, médias ou grandes, têm uma complexidade diferente em relação a outros projetos. É mais fácil liberar uma termoelétrica do que uma central hidrelétrica de pequeno porte”, disse.
A presidente-executiva da Associação Brasileira de PCHs e CGHs (Abrapch), Alessandra Torres, explica que um reservatório de água proporciona usos para diversas atividades econômicas, como piscicultura, suporte ao agronegócio com irrigação e abastecimento de animais, consumo humano e até turismo. “Em Minas Gerais, a demora é absurda, é descabida, é desproporcional. Nós estamos falando de PCHs de baixo impacto ambiental, com impactos em parte reversíveis, que trazem uma série de benefícios para a sociedade”, pontua.
A presidente afirma que as hidrelétricas são “o pulmão firme” da geração distribuída (GD) de energia solar por funcionar como uma espécie de bateria para sistemas intermitentes, como a solar, que deixa de gerar energia sem a luz do sol. Isso garante a estabilidade do sistema elétrico.
Quando acontece a intermitência, em alguns locais é utilizada energia armazenada em baterias de lítio, com vida útil curta e sem plano de descarte na natureza. “Para que possa existir energia eólica e solar no sistema elétrico brasileiro, tem que ter uma fonte que garanta energia firme. Se não for hidrelétrica, vai ser termoelétrica, que é cara, fóssil e poluente”, aponta Torres.
Padronização pode trazer investimentos em geração de energia hidrelétrica das PCHs
A Abragel estima que o Brasil tem potencial de 20 mil megawatts com a geração de energia por PCHs e UHEs. Além disso, os custos de produção são compatíveis com outras fontes de energia, em uma cadeia produtiva totalmente nacional. Charles Lenzi espera que a União entenda a necessidade de uma política que proporcione que os investimentos retornem às usinas hidrelétricas. “Existe um potencial muito grande nesse setor, mas não conseguimos viabilizar esses investimentos por falta de uma política pública que olhe para o setor com outros olhos. A gente está na expectativa, porque o ministro (Alexandre Silveira) tem feito manifestações de ter uma preocupação maior nesse segmento”, comenta.
Há cerca de um ano e meio, a Abragel trabalha em conjunto com a Associação Brasileira de Entidades Estaduais do Meio Ambiente (Abema) e o Ministério de Minas e Energia (MME) para uma padronização no procedimento de licença ambiental dos estados. A intenção é tornar o processo mais objetivo, célere e previsível, sem perda de qualidade no licenciamento.
Tanto a Abragel quanto a Abrapch buscam desmistificar para a população os impactos e os benefícios das PCHs e CGHs no meio ambiente e na sociedade. Cerca de 60% da matriz de energia elétrica do Brasil vem das hidrelétricas, o que proporciona que o País seja líder mundial na geração de energia limpa e renovável.
A Abrapch procura se aproximar dos órgãos ambientais e solicita apoio da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para esclarecimento dos empreendimentos e sua importância no setor elétrico, principalmente para um Estado como Minas Gerais. “Minas é a caixa d’água do Brasil, tem muito potencial hídrico que poderia ser viabilizado de pequenas hidrelétricas de baixo impacto ambiental. Não tem outro setor que traga os benefícios socioambientais que uma PCH traz”, finaliza.
PL para PCHs
Thiago Valiati é sócio do escritório de advocacia Razuk Barreto Valiati, que atua especialmente em processos de licenciamento ambiental para empresas do setor. Ele afirma que o aproveitamento das PCHs não é tão eficiente exatamente pelo longo tempo de espera para a liberação. “A discussão pode tirar esses projetos do papel e trazer mais previsibilidade e segurança jurídica, o que hoje é uma insegurança para os atores do mercado privado porque há uma incerteza muito grande para a tomada de decisão”, explica.
Ele destaca que o Projeto de Lei (PL) 1962/2015 gera incentivos para implantação de PCHs em um procedimento simplificado, como acontece com usinas eólicas, mas sua tramitação está paralisada há mais de um ano.
Fonte e Imagem: Diário do Comércio.

// - Governo atualiza dados sobre eficiência energética em audiência da Frente Parlamentar de Energia

Segundo Ministério de Minas e Energia, cada real investido em eficiência gera uma economia de R$ 3,40, mas indústria ainda vê investimento como custo.
O governo vai trabalhar em um índice mínimo de eficiência energética para edificações em 2025. De acordo com Samira Carmo, do Ministério de Minas e Energia, o setor é o que mais precisa de investimentos em redução do consumo de energia em economias emergentes como o Brasil.
Samira participou de debate sobre eficiência energética promovido pela Frente Parlamentar de Energia da Câmara dos Deputados. Ela explicou que, em 2024, o trabalho de índices mínimos será feito com lâmpadas de led e refrigeradores comerciais. Em 2023, foi a vez dos refrigeradores residenciais, o que, segundo ela, levantou alguma reação do setor empresarial.
Para o governo, ainda existe uma cultura empresarial que vê os investimentos em eficiência energética apenas como custos. Samira disse, porém, que cada real investido em eficiência gera uma economia de R$ 3,40.
Carlos Alexandre Pires, do Ministério do Meio Ambiente, reafirmou a resistência da indústria em investir mais.
“Tornar-se eficiente é fazer com que nossa indústria seja capaz de enfrentar, em pé de igualdade, outras indústrias mundo afora e não se tornar apenas produtora para o mercado interno ou de produtos de consumo aqui no Brasil”, explicou.
Samira Carmo lembrou ainda que o Brasil tem muito potencial para elevar o consumo de energia e, também por isso, será preciso ser mais eficiente. O consumo de energia nos Estados Unidos, por exemplo, é cinco vezes maior que o do Brasil.
De acordo com Gustavo Fontenele, do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, a idade média das máquinas e equipamentos industriais é de 14 anos e as micro e pequenas empresas apresentam médias ainda mais altas.
Pelos compromissos assumidos pelos países para deter o avanço do aquecimento global, será necessário aumentar a taxa média anual global de melhoria da eficiência energética de 2% ao ano para mais de 4% ao ano.
Durante o debate, a Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia defendeu a aprovação de dois projetos de lei que estão em análise na Câmara e que promovem a eficiência energética:  o PL 3447/21 e o PL 3324/21.
A audiência pública foi conduzida pelo deputado Bandeira de Mello (PSB-RJ), vice-presidente de Eficiência Energética da Frente de Energia.
Por Agência Câmara de Notícias.

// - Subsídios serão 12,5% da conta de energia que a população pagará em 2024; saiba como funcionam

Consumidor vai pagar R$ 32,7 bilhões para arcar com políticas públicas do setor. Conta mais que dobrou na última década.
Os subsídios são uma parcela crescente da conta de luz do brasileiro e devem alcançar 12,5% da tarifa em 2024, segundo cálculo da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), feito a pedido do g1. Os consumidores devem pagar R$ 32,7 bilhões por esses encargos na conta de luz neste ano.
Os subsídios são pagos pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), criada em 2002 para custear políticas públicas do setor elétrico e que, a partir de 2013, passou a concentrar todos os subsídios na conta de luz. Os custos da CDE são divididos por todos os consumidores.
Dados da Aneel mostram que esses encargos mais que dobraram entre 2013 e 2024, saindo de R$ 14,1 bilhões para o valor previsto de R$ 37,2 bilhões neste ano.
Além disso, também pesou no bolso do consumidor o fato de que, em 2015, o governo parou de usar dinheiro do Tesouro Nacional para custear parte da CDE.
“A partir daí o Tesouro deixou de fazer o aporte, o que aumentou substancialmente a conta. Agora, de 2018 até 2023, a CDE praticamente dobrou de tamanho e ela dobrou por conta da intensificação dos subsídios para as renováveis e para a GD [geração distribuída]”, conta o presidente da Frente Nacional dos Consumidores, Luiz Eduardo Barata.
Subsídios para renováveis são aqueles concedidos para fontes de energia como solar, eólica e pequenas centrais hidrelétricas (grandes hidrelétricas não recebem). Geração distribuída: são equipamentos de geração conectados diretamente na rede da distribuidora local. O maior exemplo disso são os painéis solares nos tetos das casas.
Quais são os subsídios pagos pelo cidadão na conta de luz?
A conta de luz dos consumidores é formada por vários itens (taxa de transmissão e distribuição, custo e o quanto ele realmente consumiu, por exemplo). Na conta, entram também os subsídios dentro da CDE, que atualmente são estes:
Conta de Consumo de Combustíveis (CCC)
Essa conta paga o custo dos combustíveis fósseis para geração de energia por usinas termelétricas em áreas que não estão conectadas ao sistema interligado nacional.
Fontes incentivadas
Nesse caso, o consumidor ajuda a bancar descontos nas tarifas de "uso do fio” para transmissão e distribuição de energia. Esses descontos são dados para algumas usinas de fontes como solar, eólica e biomassa.
Geração Distribuída
Esse subsídio cobre as perdas e despesas das distribuidoras causadas por benefícios tarifários concedidos aos consumidores que geram sua própria energia –como as placas solares no teto das casas.
Tarifa Social
A tarifa financia o desconto na conta de luz dado para pessoas que estão inscritas no Cadastro Único para benefícios sociais do governo federal, como o Bolsa Família.
Universalização
Subsídio que banca investimentos na universalização do acesso à energia elétrica, levando os serviços a locais que não seriam economicamente atrativos para as distribuidoras. É responsável, por exemplo, pelo programa Luz para Todos e o kit de instalação da energia.
Irrigação e Agricultura
Encargo que financia desconto na parcela de consumo usada para irrigação na agricultura.
Carvão Mineral
Esse subsídio banca reembolso às usinas que usam carvão mineral nacional. É um subsídio considerado ultrapassado por especialistas, já que ajuda a bancar uma fonte poluente.
Distribuidora de Pequeno Porte
Valor pago na conta de luz e usado para compensar o fato de que clientes de distribuidoras de pequeno porte são poucos. Por isso, quando os custos são repartidos entre eles os custos, os valores embutidos na tarifa ainda ficam muito altos.
Rural
Subsídio que banca desconto na tarifa da conta de luz de produtores rurais ou trabalhadores rurais aposentados;
Água-Esgoto-Saneamento
Subsídio que financia desconto para prestadoras dos serviços de água, esgoto e saneamento.
Ranking
Os subsídios para os combustíveis nos lugares sem acesso ao sistema interligado têm sido a maior parte da CDE, mas em 2024 o cenário vai se inverter: os descontos para as fontes incentivadas, as usinas de geração renovável, passam a ser a maior parcela da conta de subsídios — R$ 12,7 bilhões.
A Conta de Consumo de Combustíveis vem depois, com R$ 10,7 bilhões, seguida da Tarifa Social, orçada em aproximadamente R$ 6,2 bilhões.
Qual o impacto para o consumidor?
Em 2024, o consumidor vai arcar com 88% dos subsídios, que somam R$ 37,2 bilhões — ou seja, desse total, R$ 32,7 bilhões sairão do bolso do consumidor.
Desse valor, aproximadamente R$ 1,7 bilhão é do benefício à geração distribuída custeado somente pelo consumidor que compra energia da distribuidora local.
Segundo cálculos da PSR, o subsídio médio para quem tem geração distribuída é de R$ 370 por mês, beneficiando cerca de 3 milhões de pessoas e empresas.
Já quem é beneficiário da tarifa social recebe R$ 27 por mês de subsídio. Ao todo, em torno de 17 milhões de pessoas estão cadastradas na Tarifa Social.
“Ou seja, o benefício para o usuário em GD [geração distribuída] — em geral consumidores de renda mais alta ou empresas — é quase 14 vezes maior que o benefício concedido ao consumidor de baixa renda. Além disso, o consumidor de baixa renda paga, em sua tarifa, os custos do subsídio para a GD”, afirma.
Por que esse valor tem aumentado?
Segundo Barroso, da PSR, a CDE “cresceu muito porque manteve muitos subsídios ainda a fontes que não precisam mais, deixou de subsidiar de forma eficiente algumas contas. Então continuamos gastando muito dinheiro com carvão mineral, óleo combustível e tudo mais”, destacou.
O diretor de Energia Elétrica da Associação dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres (Abrace), Victor Hugo iOcca, cita três fatores que têm levado ao aumento da CDE:
subsídios às fontes incentivadas, que serviram para inserir determinadas tecnologias no país, mas que não se mostrariam mais necessários. Uma das consequências dessa política é o excesso de oferta no Brasil; conta de consumo de combustíveis, sensível ao preço dos derivados de petróleo;
tarifa social, que tem aumentado por causa da concessão automática do benefício aos usuários do Cadastro Único. Antes da mudança, era preciso solicitar a inclusão à distribuidora de energia;
Barroso, da PSR, destaca o peso dos subsídios à geração distribuída, que tendem a aumentar. Em 2022, o Congresso Nacional aprovou uma lei que transfere o custo dos benefícios para a CDE, com maior peso para o consumidor do mercado cativo –como o residencial, que não pode escolher o seu fornecedor.
Na avaliação dos especialistas, políticas públicas como a da geração distribuída, aprovadas pelo Congresso, têm afetado o preço da energia para o consumidor não só pela ampliação dos subsídios, mas também pela imposição de contratação de determinadas fontes de energia sem o planejamento necessário.
“A história da CDE precisa ser complementada por outra parte que foram uma série de políticas públicas e de incentivos que foram definidas na melhor das intenções pelo Congresso Nacional e que acarretam custos adicionais ao consumidor”, afirma Barroso.
Quais as soluções apontadas?
Em 2022, com a privatização da Eletrobras, o governo negociou um aporte da empresa na CDE para amenizar o aumento da conta de luz.
Ficou acertado que Eletrobras transferiria R$ 32 bilhões ao longo de 25 anos para a conta de subsídios, com aporte inicial de R$ 5 bilhões em 2022 e demais transferências em torno de R$ 1 bilhão por ano. Contudo, o impacto na conta de luz em 2023 foi estimado em só 2%.
Para conter os impactos dos subsídios, os especialistas consultados pelo g1 defendem a transferência da CDE para o Orçamento Nacional, com o pagamento pelo Tesouro.
O ex-presidente da EPE também pontua que os interesses do consumidor residencial não têm forte representação, como os demais agentes do setor elétrico. Com os subsídios no Orçamento, o Ministério da Fazenda seria a contraparte para evitar o crescimento da conta, argumenta.
“Transferir aos poucos os subsídios da CDE para o Tesouro, na nossa visão como Abrace, é o primeiro movimento para buscarmos uma racionalidade no setor elétrico, que já foi perdida”, afirma iOcca.
Além da transferência para o Tesouro, Barata defende uma análise “extremamente criteriosa da composição da CDE, identificando o que merece e o que não merece continuar”. A Frente Nacional dos Consumidores pretende formalizar essa proposta para o governo e o Congresso.
O ex-diretor da Aneel, Edvaldo Santana, discorda da proposta de transferência da CDE para o Orçamento. "Seria um erro para corrigir outro erro", afirma. Segundo Santana, o Tesouro poderia contribuir com a Tarifa Social, mas os outros subsídios deveriam ser eliminados.
Procurado pela reportagem, o Ministério de Minas e Energia disse que tem estudado “alternativas de redução dos custos da CDE”.
Segundo a pasta, “na atual sistemática, existem desequilíbrios, causados por políticas públicas equivocadas dos últimos anos, que aumentaram a conta dos consumidores cativos”.
A jornalistas no último dia 21, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que os subsídios poderiam ser menores.
"É muito dinheiro pago pelo consumidor por políticas que não são muito compatíveis com o planejamento e é o cuidado que nós estamos tendo agora", declarou.
Por Portal G1.

// - Presidente da Frente Parlamentar de Energia quer destravar pauta do setor no Senado

O presidente da Frente Parlamentar Mista de Energia e vice-presidente do Senado, Veneziano Vital do Rêgo (MDB-PB), disse que irá “falar de maneira mais direta” com o presidente da CCJ (Comissão de Constituição e Justiça), Davi Alcolumbre (União-AP), por andamento no PL (Projeto de Lei) 164/2022, que tipifica e inibe o devedor contumaz, pauta importante para inibir a sonegação fiscal na área de combustíveis. O parlamentar falou sobre os projetos prioritários para a frente parlamentar em 2024 em entrevista à Agência iNFRA.
A matéria que trata sobre devedor contumaz é relatada por Vital do Rêgo e está parada na CCJ desde abril do último ano. “Nada justifica que ela tenha passado um ano inteiro sem que tenhamos tido a oportunidade se quer de uma audiência pública. Então, há interesses de alguns poucos se sobrepondo aos interesses de muitos que fazem o setor”, disse o senador.
Segundo ele, a lista de matérias que tem para tratar com Alcolumbre é extensa. O PDL (Projeto de Decreto Legislativo) 365/2022 – que susta resoluções normativas da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) sobre o sinal locacional na transmissão de energia – também está na CCJ, e Vital do Rêgo disse esperar que o projeto “não dormite” na comissão.
Dentre outros assuntos abordados estão a renovação das concessões de distribuição de energia, o PL das Eólicas Offshore e o papel e desempenho das agências reguladoras. Leia a seguir os principais trechos da entrevista:
Agência iNFRA – Quais são os projetos prioritários da Frente de Energia para este ano?
Veneziano Vital do Rêgo – Nós vamos começar a discutir as regulamentações apresentadas como necessárias na Reforma Tributária, que aludem às questões das energias renováveis. Nós conseguimos algumas consideráveis vitórias quando conseguimos algumas emendas junto ao relator Eduardo Braga – pelo menos oito foram da nossa autoria, e precisam de regulamentação, como uma considerável parte da Reforma Tributária.
Nós temos um Projeto de Lei que está travado e que é de suma importância, e eu vou falar de uma maneira mais direta com o presidente [da CCJ] Davi Alcolumbre, que é o do devedor contumaz (PLP 164/2022). Essa proposta, que está sob nossa relatoria, precisa ser enfrentada, nada justifica que ela tenha passado um ano inteiro sem que tenhamos tido a oportunidade se quer de uma audiência pública. Então, há interesses de alguns poucos se sobrepondo aos interesses de muitos que fazem o setor, e do próprio Ministério [de Minas e Energia], da Receita Federal.
Para você ter ideia, o último levantamento sobre os prejuízos causados por esses devedores contumazes ultrapassam os R$ 16 bilhões, eu acho até intrigante. Teve um momento que nós conversávamos com os representantes do Ministério de Minas e Energia, com o próprio procurador da Receita, e nós falávamos que nós estamos diante de um grande desafio, que é tentar o déficit zero, temos uma parte que poderíamos acessar e não estamos fazendo movimentação nesse sentido. O que é que há por trás? É uma dúvida que eu tenho. Eu sei que existem alguns maus empresários interessados que essa matéria não vá adiante, mas não enxergo o porquê o governo não concentra-se para que ele possa caminhar.
Nós temos o projeto do Combustível do Futuro [apensado ao PL 4.196/2023], que está na Câmara. O projeto leva como seu autor o Executivo, foi relatado pelo deputado Arnaldo Jardim [Cidadania-SP], companheiro que integra a Frente. Eu pedi essa relatoria ao presidente Rodrigo Pacheco [PSD-MG], inclusive por força da Frente de Energia, e estou esperando a sua designação, é um projeto que vamos nos ater.
Tem o Hidrogênio Verde que está em comissão especial ainda, sob a condução do senador Cid Gomes [PSB-CE]. Temos o projeto das eólicas offshore [PL 5.932/2023], que voltou ao Senado, sob relatoria do senador Carlos Portinho [PL-RJ].
Temos também o PL que está na Câmara sobre o incentivo ao uso dos combustíveis menos poluentes, captura e armazenamento de dióxido de carbono, que fui eu quem relatei e que está na Câmara. Hidrogênio como fonte de energia, que também foi relatado por nós e que está na Comissão de Infraestrutura e que nós vamos pedir ao presidente, senador Confúcio Moura [MDB-RO], para termos celeridade na sua apreciação. Em suma, a princípio, nós vamos abrir os trabalhos pontuando esse conjunto de iniciativas legislativas.
Agência iNFRA – Já está certo que a relatoria do PL das Eólicas Offshore será do senador Portinho?
Ele deve ser o relator. Como ele foi relator no primeiro momento, até por uma questão de reconhecimento ao esforço dele, à participação dele, ao conhecimento que ele passou a ter, é muito natural, é quase que automática a designação do presidente Rodrigo Pacheco.
Agência iNFRA – O setor de combustíveis não ficou satisfeito com o relatório da Câmara para o Combustível do Futuro. Sabendo que pretende ser o relator no Senado, como o senhor vê isso?
Eu tenho, até por uma questão de comedimento e previdência, que aguardar o direcionamento que se dará na Câmara. Preciso saber ainda quais fundamentos o setor expôs para questionar, a fim de que a gente tenha um posicionamento, não tenho como antecipar-me.
Agência iNFRA – O PDL 365/2022 é outro projeto caro ao setor que está na CCJ. Como estão as tratativas sobre o ele? O senhor acredita que vai ter um andamento por agora?
Eu votei favorável ao PDL 365/2022, inclusive, de forma intrigante, isso foi utilizado no final do ano de 2023 de forma nada respeitosa contra alguns parlamentares, por força de nós termos votado favoravelmente, quando criaram [a Frente Nacional dos Consumidores de Energia] um ranking [com classificação dos deputados e senadores conforme atuação no Congresso]. Aquilo foi de um mau gosto, que está na falta de responsabilidade, de comprometimento, quando também ficou muito evidenciado a quem estava a servir.
Quando nós nos posicionamos, e nos posicionamos majoritariamente na Comissão de Infraestrutura defendendo o relatório de outro nordestino, que é o senador Otto Alencar [PSD-BA], foi em face de que foram trazidos pelo deputado Danilo Forte [União-CE] fundamentos de que nós estaríamos a nos prejudicar com aquelas resoluções que foram editadas pela ANEEL.
Então, tenho para mim que esse debate deva continuar, espero que não dormite na CCJ, não vejo razões para que nós deixemos de tê-lo. Vamos fazer o melhor debate, se os fundamentos [da ANEEL] persistirem, ganharem mais persistência, capacidade de convencimento, não teremos problema nenhum de rever, mas até esse exato instante não conheço fundamentos outros para que nós possamos mudar o posicionamento que adotamos na CI. Tanto eu quanto os demais companheiros que assim se pronunciaram.
Eu tenho uma pauta extensa para falar com o senador Alcolumbre, não só sobre esse PL do devedor contumaz.
Agência iNFRA – Sobre o PL das Eólicas Offshore, o projeto veio para o Senado com alguns temas estranhos à matéria. O senhor acredita que esse projeto vai ser esvaziado para dar andamento aqui? Eu creio piamente na seriedade e no comprometimento de Portinho, que é um senador muito estudioso e muito responsável. Então, a partir do momento que identificadas sejam as matérias que fujam por completo ao cerne da questão, da proposta legislativa inicial, ele haverá de afastá-la, e antes dele próprio, o presidente da Casa, que tem poder para isso, podendo fazer por requerimento apresentado por qualquer senador na hora que houver a identificação de causas ou de matérias estranhas ao universo da proposta.
Agência iNFRA – Outro tema do setor que ganhou muito espaço no Legislativo foi a renovação das concessões de distribuição de energia. A Câmara demonstrou bastante incômodo com esse processo passando só pelo Executivo, e agora o PL 4.831/2022 teve a urgência aprovada. Como esse tema está sendo visto no Senado?
A gente sabe que hoje a competência para fazer [renovação] é do Executivo, através do seu Ministério de Minas e Energia. Autorizar as renovações não é algo que passa pelo crivo do Legislativo. É preciso que nós conheçamos esses fundamentos, os motivos que nos levariam a dizer: ‘Olha, é preciso que também o Legislativo conheça’. O Legislativo conhece, por exemplo, quando você faz a apreciação das indicações a agências. Discutimos quando fomos – contra o meu voto, inclusive – falar sobre a capitalização da Eletrobras. Eu não vejo de mau grado a possibilidade também de estarmos a participar desse debate, não sendo somente ao Executivo reservado. Mas não fui procurado, não falei com o ministro Alexandre Silveira.
Agência iNFRA – Falando sobre as agências reguladoras, como o senhor tem visto o papel delas?
Tenho minhas ressalvas quanto ao grau de serviço prestado por essas agências, elas deveriam atender aos consumidores em primeiro lugar, e isso muitas vezes não ocorre. Eu penso que as agências nasceram de forma salutar, mas elas ainda não entregaram aquilo que nós esperamos, com algumas excessões, claro.
Fonte e Imagem: Agência Infra.

// - O marco regulatório do hidrogênio verde é adequado? SIM

Transição energética efetiva e justa; mercado, porém, deve ser impulsionado sem novos subsídios.
Em novembro do ano passado, a Câmara dos Deputados aprovou o Marco Legal do Hidrogênio Verde, base regulatória essencial para o avanço da nova fonte de energia limpa no país. O texto estabelece princípios, define questões de governança e trata de outros pontos relevantes. Felizmente, foi retirada do projeto emendas que propunham subsídios que seriam embutidos na tarifa de energia de todos os brasileiros.
Dentre os itens que distorciam a proposta votada, também foram retirados da proposição a obrigatoriedade de contratação de fontes à base de hidrogênio nos leilões de geração de energia e de direcionamento de parte dos recursos da usina de Itaipu para projetos do setor. Justamente quando se discutem novas condições do acordo binacional entre Brasil e Paraguai, corríamos o risco de ter uma nova lei financiando políticas públicas por meio de Itaipu. Em lugar de alcançarmos a tão justa e necessária redução da tarifa da energia produzida na usina, a nova legislação criaria uma razão adicional para um aumento de preço.
Sem dúvida, o marco regulatório do hidrogênio verde aprovado na Câmara é positivo e promove avanços importantes. Contudo, há aspectos técnicos e econômicos que ainda precisam ser observados pelos legisladores e reguladores para que não se gerem distorções ou para que não deixemos de aproveitar todas as potencialidades que o hidrogênio pode trazer ao Brasil.
Um desses aspectos centrais é que o nosso país deve priorizar políticas de uso do hidrogênio de baixo carbono para abastecimento do mercado nacional, para a descarbonização da indústria e ampliação da competitividade dos nossos produtos e serviços. O Brasil precisa ir além do plano de apenas exportar energia limpa. Produzir e exportar produtos verdes com a energia limpa que produzimos é ainda mais importante. Podemos baratear o preço das coisas e tornar nosso consumo mais sustentável. A legislação precisa levar em conta essa dimensão do desafio.
Também esperamos maior aprofundamento técnico sobre as reais necessidades e impactos da injeção de hidrogênio na rede de transporte de gás natural antes de se estabelecer qualquer obrigatoriedade de injeção dessa fonte na malha. Essa é uma avaliação técnica e estruturante, que não deve ser objeto de lei, mas de planejamento e regulação dos órgãos competentes. Insistir nessa definição precipitada trará distorções e desequilíbrio.
Toda a cadeia de energia precisa ser analisada, de modo que o necessário incentivo a novas tecnologias não onere as que já existem e não impacte mais o bolso dos consumidores. O desenvolvimento do mercado de hidrogênio é inevitável, mas precisa ser impulsionado como política pública de governo, com recursos do Tesouro Nacional —não com novos subsídios custeados pelas famílias e empresas que pagam a conta de luz.
Vale o alerta para que o marco do hidrogênio não trilhe o mesmo caminho do projeto de lei das eólicas offshore, que ao ser votado pelos deputados sofreu inúmeras emendas que propõem postergação do subsídio para o carvão, obrigam a contratação de energia térmica sem respaldo técnico e geram cerca de R$ 25 bilhões ao ano em custos extras, enquanto o objetivo era apenas regular a produção de energia em alto-mar.
Agora, o marco do hidrogênio está sob análise do Senado, assim como o de eólicas offshore. Esperamos que nossos senadores concentrem sua atenção na responsabilidade do papel formulador que têm em mãos e contribuam para que nossa transição energética seja efetiva e justa.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

// - Hidrogênio terá papel no corte de emissões do Brasil para Acordo de Paris

Energético deve ser abordado no Plano Nacional de Mudança do Clima que vai definir quanto CO2 cada setor pode reduzir.
O hidrogênio terá papel na redução das emissões de carbono no Brasil que serão apresentadas na nova Contribuição Nacionalmente Determinada (NDC, em inglês), dentro do Acordo de Paris, segundo representante do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC).
Durante audiência pública sobre hidrogênio no Senado, na terça (27/2), o coordenador na Secretaria de Economia Verde, Gustavo Fontenele, indicou que o energético deve ser abordado no Plano Nacional de Mudança do Clima.
“É muito importante entender o papel do hidrogênio naquilo que está sendo discutido no Plano Nacional de Mudança do Clima, que se está desenhando no grupo de trabalho de mitigação, na estratégia de implementação dos compromissos da NDC brasileira no Acordo de Paris”, disse.
O Grupo Técnico Temporário de Mitigação – GTT Mitigação trabalha na elaboração dos Planos Setoriais de Mitigação dentro do Plano Clima. A iniciativa espera consolidar estratégias e metas do governo federal para o alcance das metas climáticas estabelecidas do Brasil. O Plano terá vigência entre 2024 e 2035.
No ano passado, o governo brasileiro publicou a atualização da sua NDC, retornando às ambições depositadas na ONU em 2015. Contudo, o Ministério do Meio Ambiente (MMA) está trabalhando em uma nova versão do Plano Clima, que trará uma série de ações para descarbonizar os diversos setores econômicos do país.
A partir dessas ações, a intenção é modelar quanto CO2 é possível cortar por setor, definir uma meta global para, então, propor uma nova NDC.
O hidrogênio dentro na nova política industrial
Fontenele também destacou a importância do desenvolvimento do mercado de hidrogênio dentro da nova política industrial, lançada pelo governo, o Nova Indústria Brasil. Segundo ele, além de produto para exportação, o hidrogênio é uma oportunidade de descarbonização da indústria nacional.
“Entender o hidrogênio é entender naturalmente o eixo para o desenvolvimento da nova política industrial, lançada pelo presidente da República, e o papel que essa política tem como uma força impulsionadora de todo esforço que está sendo realizado pelo Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2)”, pontuou.
Um dos gargalos, na avaliação do MDIC, para desenvolvimento de projetos de hidrogênio em larga escala no Brasil é o acesso ao financiamento.
“Precisamos, enquanto país, viabilizar um conjunto de mecanismos apropriados em termos de prazos e garantias para o financiamento de empreendimentos dessa natureza. Tanto financiamento para produção, como para o uso final, do consumo deste produto fabricado em nosso território nacional”, defendeu Fontenele.
Além da produção e consumo do hidrogênio, a pasta também enxerga oportunidades de industrialização nacional “no desenvolvimento da cadeia produtiva de eletrolisadores e equipamentos para armazenagem de hidrogênio”, segundo o coordenador.
Indústria pede por inventivos
A gerente de Clima e Energia da Confederação Nacional da Indústria (CNI), Juliana Falcão, defende incentivos governamentais para que o setor possa cumprir o seu papel estratégico na descarbonização e alcance das metas do Acordo de Paris.
“O Brasil é visto como um grande produtor de hidrogênio, mas podemos utilizar essa capacidade para consumo interno. É importante olhar para o potencial de exportação, mas o desafio real é olhar para como podemos aproveitar isso em nosso país”, destacou Juliana.
A executiva elencou algumas iniciativas pelo mundo, como na Alemanha, Estados Unidos e Austrália, estão os leilões de compra e venda de hidrogênio verde; a criação do Banco Europeu de Hidrogênio e a destinação de subsídios fiscais para projetos de descarbonização.
“Hoje aguardamos informações do Ministério do Meio Ambiente para que nos diga o tamanho da contribuição que a indústria tem que fazer para redução das emissões (…) O hidrogênio vai ser uma das tecnologias necessárias para essa descarbonização”.
Por epbr.

// - Renováveis compensaram parcialmente perda de receita de térmica, diz presidente da Engie Brasil

Eduardo Sattamini destacou ainda que em breve será possível tratar com o controlador para trazer participação em Jirau para operação brasileira.
A receita da térmica a carvão Pampa Sul, vendida em maio do ano passado, deixou de contribuir para o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês), mas esse movimento foi compensado parcialmente com a implantação de novos projetos de geração renovável, disse nesta quarta-feira (28) o presidente da Engie Brasil Energia, Eduardo Sattamini.
Segundo o executivo destacou, em teleconferência com analistas sobre os resultados do quarto trimestre e de 2023, a venda da usina tornou a Engie Brasil Energia a maior empresa de geração de energia elétrica 100% renovável.
Sattamini disse ainda que a companhia companhia pode ter, num futuro próximo, conversas com seu controlador, a Engie, para que passe a controlar a participação de Jirau, hidrelétrica de 3.150 megawatts (MW) localizada em Rondônia.
Segundo ele, a hidrelétrica é financeiramente equilibrada e gera caixa. “Será uma decisão isenta”, disse.
Jirau é controlada por uma sociedade de propósito específico (SPE) que tem a Eletrobras e a Mitsui como acionistas, além da Engie. A Engie Brasil Energia reúne todos os projetos de energia e a transferência do ativo seria algo previsível.
O diretor financeiro e de relações com investidores da Engie Brasil Energia, Eduardo Takamori, afirmou que a empresa evoluiu na diversificação no portfólio.
Em 2016, destacou, 100% do lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ajustado era proveniente da geração. Hoje, esse segmento corresponde a 76% do Ebitda ajustado.
Endividamento
O endividamento da Engie Brasil Energia é “equilibrado”, com alavancagem de 2,0 vezes, disse o diretor financeiro e de relações com investidores da empresa, Eduardo Takamori.
Segundo ele, o aumento do saldo da dívida se deu para liberar o caixa, mas os recursos ainda não foram totalmente usados.
A empresa destinará os recursos de dívida para os investimentos em projetos de geração renovável e transmissão.
A dívida da Engie Brasil Energia tem a seguinte composição: 78% atrelada à inflação (IPCA), 17% ao CDI e 5% à taxa de juros de longo prazo (TJLP), vinculada a financiamentos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).
O prazo médio da dívida da empresa é de 7,4 anos. Takamori salientou que a redução da inflação em 2023 beneficiou a empresa no resultado financeiro, com menos encargos de dívida. “Quando temos um IPCA mais baixo, isso nos beneficia.”
Demanda de energia
Sattamini acrescenta que não há demanda de energia que estimule a realização de leilões de energia nova, como são chamados os certames para contratar energia elétrica de projetos de usinas que ainda não saíram do papel.
O motivo, segundo ele, é a chamada “espiral da morte” que vive o setor elétrico, concentrado na distribuição.
“Sem demanda, o leilão [de energia] não deve sair”, avaliou Sattamini em teleconferência sobre os resultados da Engie Brasil Energia para o quarto trimestre e para 2023.
Ele explicou que as distribuidoras estão perdendo clientes para o mercado livre – e desde janeiro, as restrições para migração foram retiradas para os consumidores conectados em alta tensão.
Como as distribuidoras estão com volume de energia contratada para os próximos anos muito acima do consumo real, a chamada sobrecontratação, elas teriam menos “disposição” para entrar em novos leilões.
“É uma loucura que estamos vivendo e [ainda mais] estimulada pelo crescimento da GD [geração distribuída]”, disse Sattamini. GD é a micro e minigeração distribuída, modalidade que envolve, majoritariamente, a contratação de energia solar em telhados ou em condomínios solares (a energia por assinatura). A fonte solar é responsável por cerca de 95% da micro e minigeração distribuída.
Com as migrações para o mercado livre e as adesões à GD, as distribuidoras, que contratam energia nos leilões por prazos que variam entre 15 e 30 anos, não podem “devolver” essas sobras contratuais, nem comercializar no mercado. Há mecanismos que permitem a cessão de energia entre as distribuidoras, mas elas não são suficientes para absorver esse volume a mais.
Como as distribuidoras não podem “devolver” essa energia excedente, a realização de leilões de energia nova torna-se mais difícil. As migrações para GD e mercado livre se dão porque os consumidores buscam economia na conta de luz. “Precisamos parar e olhar, para que o consumidor mais pobre, com menos recursos, pague pelos mais ricos [que podem migrar para alternativas mais econômicas]. É uma mensagem para o Congresso e para o governo. Espero que caia a ficha [das autoridades], é importante para a saúde do setor”, disse Sattamini.
O executivo destacou ainda que a Engie aguarda a definição de um arcabouço regulatório para o hidrogênio verde para que projetos no segmento avancem. Disser também que tem visto movimentação de consumidores em busca de mais contratação de energia no longo prazo para fugir da volatilidade de preços causada pelo atual cenário hídrico, que tende a caminhar para um volume de chuvas mais baixo.
Ele também respondeu a um analista que não está olhando eventual compra de participação da Cemig na transmissora Taesa, à venda.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Indústria verde busca visibilidade em políticas de transição

“O Brasil talvez seja um dos únicos países do mundo que consegue fazer sua descarbonização e ganhar dinheiro com isso", avalia diretora-executiva do E+.
Com potencial de atrair indústrias para produzir aço, alumínio, amônia e fertilizantes de baixo carbono a preço competitivo, o Brasil precisa dar mais ênfase à indústria verde em suas políticas e nas discussões do G20, avalia Rosana Santos, diretora-executiva do Instituto E+ Transição Energética.
Em entrevista à agência epbr, Rosana observa que a transformação na indústria é um ponto crucial para alinhar o mundo à meta de limitar o aquecimento do planeta a 1,5ºC até o fim do século.
Mas exigirá massivos investimentos – na casa dos trilhões de dólares – em uma janela temporal apertada. E precisa ser lucrativa, ou ninguém vai se mexer.
“O Brasil talvez seja um dos únicos países do mundo que consegue fazer sua descarbonização e ganhar dinheiro com isso, se fizer direito. É uma questão de timing e de adotar as políticas corretas”, afirma.
O E+ é associado ao think tank internacional sobre mudanças climáticas E3G, que recentemente lançou um estudo com recomendações para os países do G7 e G20 apoiarem a transição da siderurgia, considerando que o tempo para agir é curto.
No capítulo que trata de Brasil – resultado do trabalho do E+ – a avaliação é que é preciso um roadmap com metas ambiciosas de redução de emissões do setor de aço entre 2030 e 2050, utilizando a política de reindustrialização verde, o PAC e o Plano de Transformação Ecológica para atingir o objetivo, além da implementação de um mercado regulado de carbono.
“Para usar um novo energético, a indústria precisa mudar sua forma de produção. É um investimento bem alto. Nenhum empresário vai fazer um movimento deste se não tiver demanda. Essa é a observação do estudo”, explica Rosana.
Uma das formas de fomentar a demanda é via compras públicas, onde entra o papel do PAC. Outra é a negociação de acordos bilaterais internacionais, para garantir um “prêmio verde” aos produtos de baixo carbono.
“O mundo, principalmente o Norte global, fala muito de produto verde, mas na hora de comprar, eles não valorizam. Se nós vamos ter produtos verdes para vender, a demanda precisa pagar, e isso precisa aparecer nos documentos públicos”, defende.
Ela avalia que o Plano de Transformação Ecológica lançado pelo Ministério da Fazenda em novembro do ano passado, durante a COP28, aborda a transição energética como um fim, não como um meio, e que a transição da indústria precisa de um apoio maior.
Eletricidade, hidrogênio e biometano
Rosana aponta que esses são três energéticos de uso final em destaque hoje nas discussões sobre a descarbonização do setor produtivo e cujas políticas precisam estar alinhadas à necessidade de alavancar a industrialização brasileira.
“O hidrogênio é um meio, não um fim. A gente debate muito que o Brasil não deveria se posicionar só como exportador de hidrogênio, porque se a gente dá um monte de subsídios e exporta esse hidrogênio, na realidade, estamos exportando subsídio”, observa.
Para a engenheira, o país reúne as características necessárias para estabelecer um parque industrial descarbonizado, não só para abater suas próprias emissões de gases de efeito estufa, mas também para ajudar o restante do mundo nessa jornada.
E cita regras para ajuste de fronteira de carbono, como o CBAM da União Europeia, além de mecanismos que estão sendo criados por Estados Unidos e Japão, por exemplo, como oportunidades de negócios para o Brasil.
“O mundo está se mexendo. Se conseguirmos aproveitar essa janela de oportunidade da emergência climática, e fizer a descarbonização do nosso parque industrial no tempo correto – desde produtos semi-acabados até produtos finalizados –, nossos produtos verdes vão conseguir passar essas barreiras com um preço, provavelmente, muito mais competitivo que outros mercados que estão tentando fazer a mesma coisa”, completa.
Curtas
O&G já sente impacto da transição
A demanda por petróleo começa a sentir efeitos estruturais da transição para energias de baixo carbono, com impactos sobretudo no consumo global de combustíveis para transporte, apontam analistas ouvidos pela agência epbr. Entretanto, os preços ainda demoram para refletir esse cenário, por causa dos esforços da Opep+ para restringir a oferta.
Direita anti-ESG
Para a Climate Action 100+, a politização da agenda sobre descarbonização atrapalha o trabalho de investidores e o risco climático precisa ser encarado como um risco financeiro. A maior coligação de investidores do mundo publicou um comunicado na segunda (26/2), comentando a saída de vários dos seus maiores membros este mês.
IA para renováveis
A EDP, por meio de seu veículo de corporate venture capital, a EDP Ventures, anunciou um aporte de US$ 2 milhões (o equivalente a R$ 10 milhões) na Splight, startup chilena que desenvolve tecnologias de inteligência artificial e ciência de dados para eficiência em sistemas relacionados à geração de energia renovável. É o primeiro investimento já feito pela EDP Ventures em uma startup da América Latina, fora do Brasil.
Jovens na energia
O programa Conversas Energéticas, da EnergyC abriu a segunda turma para capacitar jovens negros para o mercado de energia. Serão selecionados 12 candidatos, com igualdade de gênero, para realizar 16 atividades entre palestras, oficinas e desafios de forma on-line e gratuita. O programa é destinado a jovens pretos e pardos, de 18 a 29 anos, que estão em busca da 1ª oportunidade de emprego. As inscrições vão até 15 de março.
Fonte e Imagem: epbr.

// - Investimentos em energia limpa aumentam dependência da China, líder na cadeia de suprimentos

País tem 80% do mercado de energia solar e domina 3/4 da capacidade de baterias para carros elétricos.
Esforços de países para reduzir suas emissões de poluentes e investir em energia limpa tornaram as economias globais ainda mais dependentes da China, que não só domina de forma ampla o setor como tem expandido sua capacidade industrial a passos largos.
Com 80% do mercado global de energia solar, incluindo painéis que custam a metade do preço do que os produzidos em outros locais, além de três quartos da capacidade de produção de baterias para carros elétricos e a maior empresa do setor, a China tem se destacado em todas as fases da cadeia produtiva: desde maquinários e insumos para exportação até veículos elétricos e módulos solares de ponta.
Essa dependência tem incomodado rivais econômicos dos asiáticos e acirrado a competição em países como os Estados Unidos e potências da Europa, enquanto a China domina o mercado europeu de carros elétricos e amplia investimentos em infraestrutura na América Latina.
"As políticas de clima estão mais e mais interligadas com a geopolítica", diz à Folha Ilaria Mazzocco, pesquisadora do CSIS (Centro de Estudos Estratégicos e Internacionais), think tank com sede em Washington. "É importante encontrar soluções que protejam as economias dos países, mas que não desaceleram o ritmo da transição energética."
Em outubro do ano passado, Geoffrey Pyatt, autoridade do Departamento de Estado americano para Recursos Energéticos, afirmou em evento sobre gás natural em Washington que é preciso "garantir que não se repita" nos setores de energia eólica, nuclear e hidrogênio "o que acontece na área de células solares e wafers de silício, na qual a China tem essencialmente um monopólio em vários elementos da cadeia de produção". Wafer de silício é o nome dado no setor para a lâmina de silício usada nos módulos solares.
"Temos de ter muito cuidado para não substituirmos uma era de dependência europeia do petróleo e do gás russos por dependência coletiva da tecnologia limpa e minerais críticos da China", afirmou.
Preocupação similar tem ocorrido na Europa, principal destino das exportações de carros elétricos da China —8 em cada 10 carros chineses para exportação em 2021 foram para o mercado europeu, segundo dados da AIE (Agência Internacional de Energia).
No fim do ano passado, a Comissão Europeia abriu investigação para avaliar a imposição de tarifas punitivas de importação para proteger fabricantes europeus contra os veículos chineses —incluindo não apenas a maior empresa do mundo do setor, a BYD, mas também outras marcas fabricadas no país, como Tesla, BMW e Renault.
"Os mercados globais agora estão inundados com carros elétricos mais baratos. E seu preço é mantido artificialmente baixo por enormes subsídios estatais", disse a presidente do órgão, Ursula von der Leyen.
A China detém hoje 75% da capacidade de produção de baterias de íon-lítio, usadas nos veículos elétricos somando 1,2 TWh, segundo a AIE. Para se ter uma ideia, todo o restante do mundo somado chega a 0,37 TWh. E a expectativa é de expandir ainda mais, com a China chegando a 4,65 TWh em 2030.
Mas o principal setor de domínio tecnológico e de mercado da China é a energia solar, com 80% do mercado de componentes e de módulos solares prontos, segundo análise da consultoria britânica Wood Mackenzie.
No ano passado, o país investiu US$ 130 bilhões no setor, de acordo com a empresa, após incrementar não só a capacidade de atender à demanda externa como também a interna.
Isso porque a China é também o maior poluidor do planeta e tem investido em tecnologia para limpar a própria matriz energética. Com esse investimento, a partir deste ano deve começar a baixar de forma consistente as emissões de dióxido de carbono, segundo estudo da organização europeia Crea (Centro de Pesquisa em Energia e Ar Limpo).
Só em 2023, a China instalou mais painéis solares do que os EUA em toda a sua história, segundo estimativa da agência Bloomberg.
De acordo com a Administração Nacional de Energia do país, no ano passado o país acrescentou 216,9 gigawatts à sua capacidade de geração em energia solar. Para se ter uma ideia, em 2022 o acréscimo, já recorde, havia sido de 87,4 gigawatts.
O montante em 2023 na China é maior do que toda a capacidade dos Estados Unidos, que é de 175,2 GW.
Dados da AIE deixam clara a expansão da capacidade chinesa na última década. Em 2010, a China produzia 55,7% dos módulos solares do mundo. Em 2021, isso saltou para 74,7%. Movimento similar se deu com os componentes dos módulos, como os wafers e o polissilício.
Essa expansão foi motivada não apenas pela exportação, mas também pela explosão da demanda do mercado interno do país, que anunciou meta para atingir neutralidade de carbono em 2060. Em 2010, 3,5% da demanda global por módulos solares vinha da China. Em 2021, essa proporção saltou para 36,4%.
De acordo com a Wood Mackenzie, o módulo solar produzido na China é hoje 50% mais barato do que se fosse feito na Europa e 65% mais barato do que nos Estados Unidos.
No Brasil, segundo estimativa da Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), a diferença é também de 50% —ou seja, painéis fabricados nacionalmente custam o dobro dos chineses.
"Em razão de políticas públicas industriais, a China tem um hub industrial muito significativo e produz todos os componentes utilizados em painéis. Se um fabricante brasileiro quer montar um módulo aqui no Brasil, ele tem de importar praticamente todos os componentes, o vidro, a célula, os componentes elétricos. E paga imposto em cima dessa matéria-prima", diz Rodrigo Sauaia, presidente-executivo da Absolar.
Os riscos de se concentrar um importante setor da economia em um único país ficaram evidentes na pandemia, quando as políticas de Covid zero ao longo de 2021 e 2022 fecharam fábricas na China, e na Guerra da Ucrânia, quando parte da Europa dependia de gás natural russo.
"É sempre arriscado que um fornecimento crítico de energia esteja fortemente concentrado em um único país, como vimos na recente crise energética na Europa", diz à Folha Elissa Pierce, pesquisadora da Wood Mackenzie. "Mas será quase impossível para os países investirem em energia solar a curto prazo sem usar produtos chineses."
Ela cita queda na instalação de módulos solares na Europa após a União Europeia adotar barreiras antidumping e antissubsídios, entre 2013 e 2018. Após a remoção de barreiras, as instalações passaram de 11 GW em 2018 para 23 GW em 2019, afirma.
Países como Índia, Turquia e EUA restringem a importação de componentes chineses para incentivar a produção doméstica, mas ainda dependem da importação de polissilício, wafers e células, diz ela. Mesmo quem tem acesso a esses materiais depende de outros insumos chineses, como vidro temperado e molduras de alumínio.
O governo chinês disse publicamente que considera proibir a exportação maquinários usados para produzir insumos.
"A China já detém 96% da capacidade global de fabricação de wafers e isso, sem dúvida, tornaria ainda mais difícil para outros países construir sua própria capacidade. Este é o grande risco de depender da tecnologia de um único país", diz Pierce.
A América Latina se tornou um dos principais polos de investimento chinês em energia limpa.
Segundo análise do Ipea (Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada), há 35 usinas solares e eólicas de empresas chinesas em operação, construção e planejamento no Brasil, na Argentina, no Chile, na Colômbia e no México.
Entre 2019, diz o Ipea, a capacidade eólica controlada por empresas chinesas na região passou de 1,6 GW para 3,2 GW. A capacidade solar, por sua vez, quadruplicou, de 363 MW para 1,4 GW.
"A China, como o Brasil e outros países dos Brics, tem um projeto de ganhar mais espaço na governança global. O investimento em energia limpa é uma maneira de influenciar no debate global", diz à reportagem um dos autores do estudo, Marco Aurélio Alves de Mendonça.
"A China investe muito em hidrelétricas no exterior, mas em países pequenos muitas vezes isso não é viável. E aí pequenas fazendas eólicas e fotovoltaicas acabam resolvendo muitos dos problemas reais nesses países", afirma.
Fonte e Imagem: Folha de São Paulo.

// - Incentivo ao hidrogênio verde não virá pela conta de luz, diz secretário.

Orientação do governo é para barrar novos subsídios na conta de desenvolvimento energético que pressiona a tarifa dos consumidores.
O secretário nacional de transição energética e planejamento do Ministério de Minas e Energia, Thiago Barral, disse nesta 3ª feira (27.fev.2024) que os incentivos para pesquisa e desenvolvimento de tecnologias para produção de hidrogênio verde não devem entrar na CDE (Conta de Desenvolvimento Energético).
A CDE é o encargo setorial que reúne a maioria dos subsídios para novas fontes de energia. O impacto da conta foi de R$ 34,9 bilhões em 2023. Para 2024, a proposta da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) é de R$ 37,1 bilhões.
Em participação na Comissão de Infraestrutura do Senado, Barral explicou que um os principais desafios para o desenvolver essa indústria no país é alavancar formas de financiamento acessível para os projetos, mas afastou a possibilidade de subsídios por meio do mecanismo pago na conta de luz dos brasileiros.
Para o secretário, a conta de luz no Brasil já tem um valor elevado que impacta na competitividade da indústria brasileira e no bolso dos contribuintes. Barral disse que a orientação do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, é preservar a CDE sem novos incentivos.
Barral declarou que um cenário de inclusão desses incentivos na CDE só será possível com uma amarração bem estruturada de que o subsídio vai gerar riqueza no Brasil.
“Há uma discussão se caberia se colocar incentivos na CDE, e eu peço muita responsabilidade nessa discussão porque a CDE vai parar na conta de luz que a gente paga e ela afeta a competitividade da própria indústria brasileira. Temos que ter muita parcimônia para não colocar toda essa conta que se pleiteia dentro da CDE porque no final isso pode virar um tiro no pé e se voltar contra a competitividade no Brasil”, disse Barral.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Energia solar no Brasil: reflexões e novas perspectivas para 2024

Além de se consolidar como uma alternativa limpa e sustentável, que reduz as emissões de gases de efeito estufa e a dependência de fontes não renováveis, a energia solar abrange vantagens de peso para os consumidores.
Em terras brasileiras, o setor solar fotovoltaico vem crescendo de maneira expressiva nos últimos anos. Esse fenômeno não é apenas reflexo do clima tropical do país, mas também de uma conjunção de fatores que trazem à tona uma energia já consagrada protagonista para o cenário energético nacional.
AAssociação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) divulgou projeção de acréscimo de 9,3 GW em capacidade instalada em 2024, elevando a potência acumulada para 45,6 GW até o final do ano. Isso representa investimentos na casa dos R$ 38,9 bilhões, com perspectivas de criar mais de 281,6 mil novos empregos e arrecadação extra de mais de R$ 11,7 bilhões aos cofres públicos.
O Brasil tem uma vantagem natural quando se trata de energia solar, com alto nível de irradiação em grande parte do território. Além disso, políticas públicas incentivadoras, como a Resolução Normativa 482 da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), que permite a geração de energia solar distribuída, têm o poder de estimular a adesão tanto de consumidores residenciais quanto industriais. A queda nos custos dos equipamentos e a conscientização crescente sobre os impactos ambientais da energia convencional também refletem o desenvolvimento do setor.
A verdade é que o segmento se destaca como um forte aliado da sustentabilidade no país. Atualmente, graças aos avanços dos últimos tempos, a energia solar fotovoltaica se consolida como a segunda maior fonte da matriz elétrica brasileira, com aproximadamente 16% da potência instalada, ficando atrás apenas das hidrelétricas. Em franca expansão, espera-se que ultrapasse até mesmo as hidrelétricas, por isso devemos nos voltar sempre à importância de incentivos, políticas, programas e subsídios do governo que podem acelerar esse processo.
Benefícios para todos e inovações
Além de se consolidar como uma alternativa limpa e sustentável, que reduz as emissões de gases de efeito estufa e a dependência de fontes não renováveis, a energia solar abrange vantagens de peso para os consumidores. A geração distribuída permite a independência energética e, muitas vezes, a venda do excedente para a rede, proporcionando retorno financeiro. Além disso, as instalações solares externas ajudam a diminuir os gastos com as contas de eletricidade em longo prazo.
Inovações notáveis na área também estão no radar. Avanços em tecnologia de painéis solares, armazenamento de energia e sistemas de monitoramento seguem impulsionando a eficiência e a confiabilidade operacional. O uso da inteligência artificial e do aprendizado de máquina na gestão de sistemas solares se sobressai quando o assunto gira em torno de otimização de desempenho e manutenção.
O potencial do setor para proporcionar benefícios econômicos e ambientais é inegável e o ano de 2024 promete ser um catalisador sólido desse desenvolvimento. No entanto, para caminharmos sempre rumo a um cenário com energia mais limpa e sustentável, é preciso focar na conscientização de forma contínua e lançar mão de abordagens estratégicas, sobretudo provenientes do governo.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Maioria dos estados brasileiros tem iniciativas de transição energética, indica mapeamento do MME

15 dos 27 estados brasileiros têm políticas ou programas de transição energética em andamento ou elaboração.
Mapeamento do Ministério de Minas e Energia (MME) aponta que 15 dos 27 estados brasileiros têm políticas ou programas de transição energética em andamento ou elaboração, disse nesta segunda (26/2) o secretário Nacional de Transição Energética e Planejamento do MME, Thiago Barral.
O levantamento foi feito em meio às discussões no ministério para a estruturação da Política Nacional de Transição Energética. Segundo Barral, será importante ter clareza das iniciativas a nível subnacional para a elaboração da política federal, que também estará conectada ao Plano Clima e à Nova Indústria Brasil, iniciativa de industrialização do governo lançada em janeiro.
“O Brasil é muito diverso. Cada estado tem condições, oportunidades, desafios diferentes, então a ideia é enxergar essa diversidade de interesses e de possibilidades, para que a política a nível nacional possa dialogar com essa diversidade”, explicou a jornalistas.
Foram contabilizados pelo MME apenas os programas que não focam em uma única tecnologia para a redução das emissões de carbono. As iniciativas consideradas no levantamento não foram divulgadas, pois o ministério ainda realiza consultas aos estados.
“Quando pensamos em políticas que integram diferentes tecnologias, em um escopo que vai além de uma só tecnologia, contabilizamos um total de 15 estados já se movimentando. Isso é muito bom, é um caminho sem volta”, disse.
Transição fluminense
O secretário participou, na manhã desta segunda (26), do Encontro Estratégico de Transição Energética, organizado pela FGV Energia em parceria com a Secretaria de Estado de Energia e Economia do Mar do estado do Rio. O evento foi seguido de uma audiência pública para debater a elaboração da Política Estadual de Transição Energética do Rio de Janeiro.
De acordo com Barral, a expectativa é que a estratégia de transição energética do Rio esteja integrada à estratégia nacional.
“O Rio sintetiza muito bem alguns dos dilemas da transição energética não só em nível nacional, mas em nível internacional”, afirmou.
Ele ressaltou a importância do estado para o setor energético, com a concentração da maior parte da produção de petróleo e gás do país, além das usinas nucleares brasileiras, e do potencial de energia eólica e geração solar distribuída. Lembrou ainda do parque industrial fluminense e da infraestrutura disponível no estado.
Para o secretário, esse contexto confere ao Rio a oportunidade de ter os projetos de transição energética mais resilientes do ponto de vista econômico.
“Isso permite combinar a indústria que fornece a segurança energética hoje com a indústria da transição energética, fazendo essa ponte, requalificando ativos, otimizando a infraestrutura existente, para que possa transformar e inovar. A indústria de óleo e gás é hoje um grande motor de inovação, assim como a nuclear”, disse.
Indústria precisa de segurança jurídica
Representantes da indústria presentes ao evento destacaram a necessidade de segurança jurídica para o avanço das iniciativas de transição na economia fluminense.
As associações participantes do debate ressaltaram ainda a importância de o planejamento fluminense levar em conta o potencial de aproveitamento da economia do mar como uma das vantagens competitivas do estado, assim como a experiência do estado com a indústria de gás natural e com o uso do gás natural veicular (GNV).
Para a diretora de relações institucionais da Associação Brasileira de Hidrogênio (ABH2), Danielle Valois, o planejamento precisa ser perene e ultrapassar o governo atual em termos de estruturas de governança. Valois defende ainda que o Rio pode prever no plano de transição uma mistura entre o uso de gás natural, biogás e hidrogênio para a redução das emissões.
“1% ou 2% de mix de hidrogênio ou de um gás renovável num mix do gás natural já podem fazer diferença para o clima. É importante ter isso em mente, não ter planos agressivos que sejam inviáveis, economicamente impossíveis”, disse.
Fonte e Imagem: epbr.

// - Brasil está pronto para liderar combate à mudança climática

Do G20 à COP30, país pode ajudar a moldar rumo do mundo pelos séculos que virão.
Nos próximos dois anos, o Brasil pode ajudar a moldar o rumo do mundo pelos séculos que virão. Como presidente do G20 este ano e da COP30 da ONU em 2025, o país tem a oportunidade de mostrar como o combate às mudanças climáticas, o avanço da economia e a promoção da prosperidade estão interligados. A necessidade de agir é urgente, por isso é extremamente encorajador que o Brasil tenha construído uma agenda climática ambiciosa e compatível com o momento.
O Brasil possui uma combinação única de recursos e capacidades que o posicionam para ajudar a liderar a transição global para uma energia mais limpa e emissões mais baixas, além de disponibilizar recursos para o crescimento verde de outros países em desenvolvimento. Também possui uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo, graças à sua abundância de energia hidrelétrica e à adoção das fontes eólica e solar. O país abriga mais da metade da floresta amazônica e a maior concentração de biodiversidade do planeta. Além disso, possui quase um sexto da água doce do mundo, um ativo fundamental para a produção de hidrogênio verde, bem como recursos abundantes para a produção de energia limpa, biocombustíveis e outros componentes importantes de uma economia de baixo carbono.
A capacidade do país de utilizar sua vasta riqueza natural de maneiras que beneficiem o planeta e preservem a biodiversidade pode estabelecer um exemplo poderoso para todo o mundo. E a boa notícia é: o Brasil está se preparando para enfrentar o momento. Tem o potencial de se tornar o primeiro país do G20 a atingir emissões líquidas zero de carbono e, ao mesmo tempo, criar novos empregos, expandir oportunidades e se tornar um player cada vez mais importante e competitivo nos setores em crescimento que moldarão a economia global nos próximos anos.
A matriz energética do Brasil já torna a produção de bens menos intensiva em carbono do que em outros países, e agora o país está buscando novas oportunidades nas indústrias do futuro. Esses planos incluem uma estratégia para descarbonizar as indústrias mais poluentes, um dos desafios climáticos mais difíceis. O Brasil está entre os maiores produtores mundiais de cimento, aço, alumínio e minério de ferro - setores essenciais para o crescimento econômico, mas que geram muitas emissões e são complexos de eletrificar, dificultando a transição para energia solar, eólica e hidrelétrica. Tecnologias inovadoras, como o hidrogênio verde, serão uma peça importante na solução desse problema e, com vento e sol fortes, o Brasil tem o potencial de ser o produtor de hidrogênio verde de menor custo do mundo.
A proteção ambiental é especialmente importante para as ambições climáticas do Brasil, uma vez que o agronegócio, o desmatamento e o uso da terra são responsáveis por mais da metade da pegada de carbono do país. O país tem um histórico sólido no que diz respeito à proteção dos recursos naturais e estabeleceu uma meta para acabar por completo com o desmatamento ilegal até 2030. Na Amazônia, o problema já foi reduzido pela metade no primeiro ano do atual governo, mostrando ao mundo que pode sim ser realizado com uma forte liderança. Em âmbito global, o fim do desmatamento, a proteção e a restauração de ecossistemas e a adaptação de práticas agropecuárias poderiam, juntos, alcançar cerca de 30% das reduções de emissões necessárias até 2030.
Enquanto acontece o encontro do G20 em São Paulo nesta semana, os demais países devem ser incentivados a seguir o exemplo do Brasil e apoiar a colaboração público-privada necessária para transformar planos em realidade. A Bloomberg e nossos parceiros estão trabalhando para fornecer esse apoio em países de todo o mundo. Para isso, paralelamente às reuniões do G20, a Glasgow Financial Alliance for Net Zero (GFANZ) une forças com o presidente do BNDES, Aloizio Mercadante, para desenvolver uma Plataforma de Transição Climática inédita mobilizando mais investimentos internacionais em apoio às metas de crescimento verde do Brasil. Por meio da plataforma, promoveremos a colaboração entre os setores público e privado para ajudar a financiar os projetos climáticos do governo.
Além disso, com base no lançamento da Rede Regional da GFANZ para a América Latina e o Caribe em outubro de 2023, o Brasil sediará o primeiro Capítulo Nacional do GFANZ na América Latina e no Caribe. Por meio da instituição, mais de 675 organizações financeiras globais se comprometeram a reduzir as emissões em seus portfólios. Como potência financeira global, o Brasil tem um papel fundamental no aproveitamento dos mercados de capitais para direcionar mais investimentos para a luta contra as mudanças climáticas no mundo.
Contando com uma forte liderança no âmbito federal, o Brasil pode liderar de baixo para cima, em todos os setores da sociedade - desde comunidades de povos originários até governos estaduais e líderes urbanos. As grandes cidades são responsáveis pela maior parte das emissões de gases de efeito estufa do mundo, e o Brasil é um dos países mais urbanizados: quase 90% por cento dos brasileiros vivem em cidades. Estas têm demonstrado determinação e criatividade para enfrentar a mudança climática de maneiras que melhoram a vida das pessoas. Desde os sistemas de ônibus rápidos pioneiros em Curitiba passando por novos projetos de energia renovável no Rio de Janeiro, até os investimentos em infraestrutura para bicicletas em Fortaleza e os esforços de São Paulo para conectar agricultores locais aos mercados urbanos - programas que a Bloomberg Philanthropies tem tido o prazer de apoiar.
Mais de 150 cidades brasileiras são líderes ativas no C40 Cities Climate Leadership Group e no Pacto Global de Prefeitos, fóruns nos quais as cidades estabelecem metas climáticas baseadas na ciência e compartilham melhores práticas. As cidades ajudaram o Brasil a continuar avançando em relação às mudanças climáticas durante anos de ausência de ação em âmbito federal. E agora, com o apoio e a liderança nacional, elas podem ser parceiras fundamentais enquanto o Brasil trabalha para atingir suas metas. Por meio da Coalizão para Parcerias Multiníveis de Alta Ambição, lançada na COP28, o Brasil é um dos mais de 70 países que estão encontrando novas maneiras de maximizar a ação climática trabalhando com cidades, estados e regiões no planejamento, financiamento e implementação das Contribuições Nacionalmente Determinadas.
Com todos esses elementos, o Brasil está pronto para mostrar ao mundo o que é possível no enfrentamento das mudanças climáticas, o maior desafio global da atualidade e construir um futuro mais brilhante e próspero para os brasileiros em todo o país.
Michael R. Bloomberg é enviado especial do Secretário-Geral da ONU para Ambição e Soluções Climáticas, fundador da Bloomberg Philanthropies e da Bloomberg L.P. e ex-prefeito da cidade de Nova York (2002-13).
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Cortes de luz: Aneel estuda novas exigências para lidar com eventos climáticos extremos

Medidas vão de aterramento de fiação elétrica até compartilhamento de equipes entre distribuidoras.
Milhões ficam sem energia com queda de árvores e chuvas fortes.
Aterramento de fiação elétrica, mapeamento de árvores, planos de contingência com a criação de protocolos de compartilhamento de equipes entre as distribuidoras de energia e a instalação de radares meteorológicos Brasil afora. Essas são algumas das exigências que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estuda a fim de lidar com os efeitos climáticos adversos nas grandes cidades, que têm deixado milhões de consumidores às escuras.
Com a frequência cada vez maior de tempestades, ventos acima da média histórica e ondas de calor constantes, especialistas defendem ainda a necessidade urgente de investimentos adicionais na distribuição de energia. Mas alertam para a capacidade de os consumidores conseguirem suportar novos aumentos na conta de luz, já que as empresas repassam o custo das melhorias. Neste ano, projeta-se uma alta média de 5,6%.
O debate ocorre em meio ao aumento de 40% no volume das reclamações dos consumidores. Segundo dados da Aneel, em 2023 foram 84.328 queixas. Para o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, os investimentos entre as concessionárias de energia, que somaram R$ 31 bilhões no ano passado, precisam ser maiores.
— Não há sinalização de carência de investimentos. O que acontece é que esses investimentos talvez precisem ser maiores — afirma Feitosa. — O ano de 2023 foi o mais quente da História. O clima está relacionado com o setor elétrico, pois dependemos do clima para nossa segurança energética. Em geração e distribuição, já lidamos com esses desafios há décadas e passamos a desenvolver soluções. Agora, temos os eventos climáticos severos no setor de distribuição.
Desde novembro, consumidores ficaram sem energia elétrica por dias em cidades dos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Paraná e Santa Catarina, entre outros. A demora por parte das concessionárias em reestabelecer o serviço levou ainda diversas prefeituras a entrarem com requerimentos na Aneel apontando falhas na prestação de serviços.
— Quando há um evento (climático) na distribuição, há destruição de rede, com desconexão de milhares de consumidores que precisam ser reconectados. E isso demanda muitos profissionais. E as distribuidoras não estavam preparadas para esse ambiente desafiador — diz Feitosa, lembrando que a Aneel multou a Enel em R$ 165 milhões pelo apagão em São Paulo no início de novembro.
Como esse cenário é cada vez mais frequente, a Aneel deu início, este mês, a uma tomada de subsídios — espécie de consulta pública no âmbito de sua superintendência. Com base nisso, vai preparar uma instrução técnica, a ser encaminhada a um relator que avaliará um conjunto de novas regulamentações, com obrigações, procedimentos, protocolos de trabalho e novos serviços para as distribuidoras, adianta Feitosa:
— Estamos preparando um conjunto de regulamentos associados ao aumento da resiliência do sistema de distribuição frente aos eventos climáticos já neste ano de 2024. Temos pressa. Mas não preciso que um novo contrato seja firmado no âmbito da renovação das concessões. A Aneel tem poder para fazer ajustes na prestação de serviços do ponto de vista da regulamentação. No Rio Grande do Sul, os projetos de postes já estão sendo dimensionados para suportar ventos acima de 100 quilômetros por hora.
Impacto nas tarifas
Dentro desse novo conjunto de regras, a ideia da Aneel é criar um plano de contingência, a ser compartilhado entre os poderes públicos e as empresas. Por isso, será preciso mapear as condições das árvores, o trajeto da rede elétrica e o tráfego, além de estabelecer regras de comunicação entre os órgãos, como Defesa Civil e Bombeiros. É estudada ainda a criação de um protocolo para compartilhamento de equipes e recursos entre as distribuidoras de energia.
Feitosa ressalta que a nova regulamentação vai apontar a necessidade de haver um sistema de detecção de eventos climáticos, com a instalação de radares meteorológicos, para melhorar a velocidade e a precisão de resposta. O diretor-geral da Aneel lembra que é preciso ainda discutir o aterramento da fiação elétrica — hoje, mais de 99% da rede no Brasil é aérea.
— Uma rede subterrânea custa cerca de dez vezes mais que uma rede aérea. Mas é necessária ainda uma discussão com as empresas de telecomunicações, por conta do compartilhamento de postes, por exemplo. Por isso, é preciso até uma conversa legislativa ou pensar uma política pública, via Ministério das Cidades. Só a Aneel não consegue fazer isso sozinha — afirma. — Mas fazer redes elétricas mais resilientes tem um custo. Temos que ser precisos, de forma a evitar uma tarifa muito elevada.
Segundo Vanderlei Martins, especialista em planejamento energético e professor da Fundação Getulio Vargas (FGV), uma das barreiras à adaptação das concessionárias de energia a eventos climáticos extremos é justamente como as elas vão repassar esses investimentos às tarifas. — Além dos aspectos técnicos, há a questão de como o investimento será remunerado — diz Martins. — A necessidade de investimentos contínuos em resiliência, juntamente com políticas públicas, é crítica para garantir a segurança energética e minimizar as interrupções no fornecimento de energia.
Ele ressalta que, como nem todas as distribuidoras têm capacidade de investimento, é importante desenvolver o conceito de “justiça climática”, que envolve a característica socioeconômica e a complexidade ambiental da área de atuação das concessionárias:
— Os investimentos necessários para melhorar a resiliência das redes elétricas podem ser substanciais, variando distintamente entre as regiões.
Para Jerson Kelman, ex-diretor-geral da Aneel, o sistema elétrico como um todo necessita de revisão, já que as concessionárias não estão preparadas para lidar com os atuais eventos climáticos. Ele destaca a importância de revisar os critérios nos projetos, com postes e torres de transmissão mais resistentes aos ventos, e de haver maior coordenação entre as empresas e a administração municipal sobre a poda de árvores:
— A remuneração dos investimentos das empresas do setor elétrico, como aliás de todos os serviços públicos, é via tarifas. Por isso, é preciso cautela para não exigir das concessionárias investimentos absurdos, que ultrapassam em muito a capacidade de pagamento dos consumidores, como seria, por exemplo, o aterramento de toda a rede de distribuição.
O engenheiro elétrico Roberto Pereira D’Araújo, do Instituto Ilumina, lembra, por sua vez, que a Aneel precisa incrementar o seu papel de fiscalizadora, para identificar as áreas mais arriscadas. Hoje, a Aneel conta com cerca de 100 profissionais (o que inclui conveniados regionais) para fiscalizar todo o setor, da geração à distribuição. Segundo Feitosa, seriam necessários de duas a três vezes mais.
— A concessão das distribuidoras é da União, mas o ordenamento vegetativo das ruas é tarefa das prefeituras. Portanto, isso envolverá um grande convênio a nível nacional. Essa confusão dos postes já deveria ter sido alvo de uma regulação que exigisse um planejamento de poda da vegetação em parceria com as prefeituras — afirma D’Araújo.
A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) está fazendo um estudo internacional para analisar e tratar os efeitos dos eventos extremos, a fim de aumentar a resiliência das redes. Segundo o presidente da entidade, Marcos Madureira, há também estudos para estruturar o apoio de equipes e equipamentos entre as distribuidoras, em uma espécie de “mutirão” para agilizar a resposta a eventos climáticos extremos.
— As redes subterrâneas não são totalmente imunes, pois podem ser impactadas por inundações. Uma alternativa mais econômica que também traz resultados é um melhor manejo das árvores que tenham potencial de cair sobre a rede elétrica. É necessário um ajustamento com os governos municipais para ter uma arborização adequada — diz Madureira.
Ana Paula Ferme, da área de Regulação Econômica na Thymos Energia, também considera que um “manejo vegetal eficaz” pode evitar interrupções de energia. Mas ela considera necessário rever o modelo de concessão, para incorporar de forma mais explícita a preparação e a resposta aos eventos climáticos. Isso poderia, diz, compensar um aumento nas tarifas:
— Ganhos em eficiência operacional e a diminuição de despesas associadas a falhas e interrupções contribuem para a sustentabilidade financeira dos investimentos, minimizando possíveis impactos sobre as tarifas.
Fonte e Imagem: O Globo

// - Agenda ESG: Transição energética ganha maturidade em 2024 e mostra que não se trata de troca de lâmpadas

Segundo especialistas, há várias frentes de descarbonização em andamento e muitas oportunidades para o Brasil nos próximos anos.
A agenda climática parece ter entrado de vez na estratégia de negócios. Com a regulação em alguns mercados apertando o cerco contra empresas que poluem muito, desmatam e não têm um plano de descarbonização, reforçada por a uma pressão de investidores e clientes na mesma direção, muitas companhias - inclusive brasileiras - já anunciaram mudanças em suas operações.
Uma pesquisa feita pela consultoria Deloitte em 2023 com executivos C-level revelou que o assunto “Mudanças Climáticas” está entre os três focos prioritários da alta administração. O assunto também aparece na lista de prioridades dos conselhos de administração para 2024 na pesquisa anual publicada pela consultoria EY. A transição energética - como tem sido chamada a mudança de uma economia baseada em combustíveis de origem fóssil para opções renováveis e mais limpas - é onde boa parte dos esforços dos planos de descarbonização está concentrado.
E não são apenas intenções. O investimento global na transição energética de baixo carbono aumentou 17% em 2023, atingindo US$ 1,77 trilhão, de acordo com o relatório Energy Transition Investment Trends 2024, recém-publicado pela fornecedora de pesquisas BloombergNEF (BNEF). O montante é recorde e, segundo os autores do documento, demonstra a resiliência da transição para energias limpas num ano de turbulência geopolítica, taxas de juro elevadas e inflação de custos.
Contudo, especialistas da BNEF destacam que o atual nível de investimentos em tecnologias de energia limpa não é “nem de longe” suficiente para que o mundo atinja o patamar de carbono neutro até 2050. De acordo com o relatório, seria necessário triplicar esse volume para US$ 4,8 trilhões por ano entre 2024 e 2030, para chegar ao combinado no Acordo de Paris. “Só uma ação determinada por parte de quem toma decisões políticas pode desbloquear este tipo de mudança radical”, diz Albert Cheung, vice-CEO da BNEF, no documento.
O Brasil era, em 2023, a sexta maior economia do mundo em investimentos em transição energética, com US$ 34,8 bilhões aplicados, segundo a Bloomberg. Foi o país, entre os emergentes, que mais recebeu investimentos para projetos de energia sustentável - 11% do total entre 2015 e 2022, de acordo com dados do relatório de investimentos da Conferência das Nações Unidas sobre Comércio e Desenvolvimento (UNCTAD).
Mas, segundo especialistas, dadas as características únicas do país - matriz mais limpa que a média global, vocação natural para hidrogênio verde, mercado de etanol desenvolvido e alto volume de resíduos agropecuários que podem servir de insumo energético - o potencial é atrair bem mais capital nos próximos anos.
“Todos os temas de energia - renováveis, biogás, biometano, biomassa, eletrificação - estão acelerando. A energia está ficando mais barata e, com isso, as empresas estão conseguindo unir o útil ao agradável, ou seja, reduzem emissões a um custo menor de produção”, comenta Henrique Ceotto, sócio da consultoria McKinsey.
Em relatório publicado em novembro de 2022, a McKinsey mapeou três avenidas associadas à economia verde nas quais o Brasil pode assumir o protagonismo: energia renovável, energia e materiais de base biológica, e mercados de carbono. Juntas, essas avenidas representam um mercado de mais de US$ 125 bilhões - US$ 31 bilhões em energia renovável, US$ 59 bilhões nos projetos de energia e materiais de base biológica, e US$ 35 bilhões com mercados de carbono.
No caso de energias renováveis, Ceotto acredita que, com os juros da economia caindo, e ofertas mais interessantes no setor financeiro, a geração eólica e solar tende a acelerar. “Alguns bancos oferecem até kit para instalar uma mini usina solar em fazendas e telhados de casa com a condição do cliente pagar com o diferencial da conta de energia. Este tipo de produto incentiva o mercado”, diz.
Em 2023, o Brasil bateu recorde de energia limpa, com 93% vindo de fontes renováveis, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Mais da metade da energia gerada no ano passado (50 mil megawatts médios - MWm) vem de hidrelétricas, mas as usinas solares e eólicas têm acelerado o ritmo, com alta de 24% em relação a 2022, somando 13 mil MWm. Segundo projeção da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), só a energia vinda do sol deve atrair R$ 39 bilhões em novos investimentos em 2024.
Empresas de energia, como Eneva, EDP, AES, Brookfield, Cemig e outras já estão expandindo seu portfólio de renováveis, enquanto as petroleiras também buscam alternativas para diminuir sua dependência de receita de combustíveis fósseis. Só a Petrobras pretende investir US$ 5,2 bilhões em eólica e solar até 2028, como apresentou no final do ano passado.
“Dentro do universo de combustíveis fósseis, uma busca pela eficiência deve ser prioridade, com captura de carbono, uso de biocombustíveis, otimização na produção e no refino. Tudo isso é parte essencial da estratégia de sobrevida da indústria”, diz Rodrigo Sluminsky, sócio da área de Sustentabilidade Corporativa do Gaia, Silva, Gaede Advogados.
Ele lembra que, para indústrias de difícil abatimento de emissões, como mineração, siderurgia, construção civil e logística, além de soluções inovadoras, o mercado de carbono deve ser mais um dos instrumentos para reforçar a busca por eficiência. “Na COP 28, em Dubai, falou-se muito de que o mundo precisa, até 2030, triplicar os esforços em renováveis e duplicar em eficiência, ambos igualmente difíceis”, diz.
A estimativa da McKinsey é de crescimento de 47% para energias solar e eólica até 2040, um potencial de US$ 11 bilhões em receitas. Além do interesse do capital, os custos decrescentes da tecnologia e infraestrutura de geração devem ajudar. A projeção é de diminuição de 46% no custo nivelado de energia (LCOE) para geração de energia solar e 27% de redução para geração de energia eólica durante este período.
Para Rodrigo Sluminsky, sócio da área de Sustentabilidade Corporativa do Gaia, Silva, Gaede Advogados, geração de energia renovável é um pilar essencial da transição e deve ser liderado por eólica e solar – com muita folga. “Fontes alternativas adicionais como hidrogênio devem ser essenciais para o longo prazo, 2050, mas, pensando nas metas até 2030, o foco deve ser em escalar o que já existe”, comenta, citando posicionamentos da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês) e da Agência Internacional de Energias Renováveis (Irena). Ele lembra que já é “bem difícil” passar de 40% para 77% a capacidade instalada renováveis pelo mundo até 2030, embora seja “extremamente necessário” do ponto de vista do cumprimento das metas climáticas.
“A necessidade de transição energética global vai muito além da energia renovável somente. Claro que é preciso aumentar a oferta de energia renovável, mas também é necessário, em paralelo, melhorar o uso da energia, trabalhar na eficiência energética”, comenta Sluminsky, do Gaia, Silva, Gaede Advogados. Ele cita como um dos exemplos a busca por eficiência e redução do uso de energia. Isso pode ser feito desde troca de maquinários para equipamentos mais modernos, implantação de tecnologias para gestão de perdas e controle de consumo desnecessário substituição de combustíveis renováveis para seus fornos, até repensar a forma como se faz negócio.
“A transição energética vai muito além de trocar lâmpada”, diz Sluminsky. “Vai além também da geração de energia renovável. Trata-se de integrar toda a cadeia de suprimento para o conceito amplo de eficiência energética”, comenta.
Na prática, defende, uma empresa deveria passar a observar de forma holística se as matérias-primas que utiliza, a forma com que produz, embala, transporta e entrega ao cliente, assim como o pós-venda, são as opções menos poluentes. Mas, o advogado mesmo pontua que se já é difícil para empresas descarbonizar suas operações próprias, garantir que a cadeia faça o mesmo é um grande desafio, um dos principais gargalos hoje na agenda e dá como exemplo a mobilidade elétrica.
“A expectativa é que haja, nos próximos anos, um salto enorme em eletrificação de frota, especialmente com o programa MOVER. Isso gera um enorme desafio de cadeia de suprimentos, baterias, eletropostos, mudança de cultura em oficinas etc.”, pondera Sluminsky.
O MOVER é um programa anunciado pelo governo federal no ano passado e que prevê incentivos de até R$ 19 bilhões em cinco anos para promover, entre outros objetivos, investimento em pesquisa e desenvolvimento ou produção tecnológica no país, associados à eletrificação e redução da pegada de carbono.
Energia vinda do campo
Outra forte tendência, segundo especialistas, para 2024 são os investimentos em matérias-primas de origem vegetal com potencial de gerar energia elétrica e térmica. O etanol se destaca como fonte para o crescente mercado de carros híbridos, movidos a etanol e energia elétrica, enquanto também pode servir de insumo para a produção de combustível sustentável de aviação (SAF).
A estimativa da consultoria Oliver Wyman é que o aumento da produção de etanol, biodiesel, diesel renovável, combustível de aviação sustentável (SAF) e gás natural comprimido pode reduzir entre 27,4 milhões e 71,3 milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente (MtCO2 eq) até 2030.
Dentre os biocombustíveis, o SAF vem se destacando por seu potencial. A Roundtable on Sustainable Biomaterials (RSB) e a fabricante de aviões Boeing calculam, em um levantamento recente, que o Brasil pode gerar 9 bilhões de litros, sendo 6,5 bilhões vindos de resíduos do agro, especialmente cana-de-açúcar (palha e bagaço). Resíduos madeireiros (1,9 bilhão), gordura animal (0,36 bilhão), gases de escape de processos industriais (0,23 bilhão) e óleo de cozinha usado (0,23 bilhão) completam a lista.
Alguns países signatários do Corsia, acordo da aviação civil internacional para chegar a 2050 com emissões líquidas zero, já adotaram percentuais obrigatórios de uso de SAF, misturado à querosene de aviação. No Reino Unido, por exemplo, até 2030, as companhias aéreas precisam viajar com pelo menos 10% de SAF. A meta imposta pelo Corsia é que os operadores aéreos reduzam em 1% sua pegada de carbono a cada ano, a partir de 2027, até chegar em corte de 10% em 2037. O Brasil é signatário do Corsia, mas ainda não determinou percentuais. No ano passado foi lançado um projeto de lei que cria o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação (ProBioQAV), que prevê aumento gradual da mistura de SAF ao querosene de aviação fóssil a partir de 2027.
Para o engenheiro Athos Rache Filho, consultor e empreendedor na área de energia, a grande virada de chave para o SAF e também outros biocombustíveis será na produção de 2a geração, como é chamada aquela feita a partir de resíduos.
Ele destaca a Raízen como pioneira do tipo - foi a primeira a ter, no mundo, etanol certificado pela ISCC CORSIA Plus (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation), programa da Organização da Aviação Civil Internacional (ICAO), agência da ONU dedicada a descarbonizar o setor. “A RBS analisou positivamente a utilização de biomassa como sendo a rota ideal para o Brasil e a boa notícia é que há diversas fontes de biomassa, de casca de arroz a cavaco de madeira proveniente de florestas industriais e resíduos urbanos”, afirma Rache Filho.
O consultor aponta ainda que só o Estado de São Paulo tem 170 das 400 usinas sucroalcooleiras no Brasil e é um dos maiores consumidores de combustíveis, o que torna ainda mais atrativa esta rota. “O Brasil como grande produtor agrícola se insere de forma importante neste conceito e, mais do que isso, é o maior produtor de açúcar e álcool de cana do mundo, o que resulta em um volume de biomassa de resíduo colossal”, diz.
A geração de gás a partir de lixo urbano, não reciclável, é, para ele, uma das principais oportunidades, dado que todos os municípios do país têm esse desafio com que lidar. “Só o aterro sanitário de Caieiras em São Paulo poderia produzir seguramente mais de 300 mil toneladas por ano do ‘petróleo verde’”, diz Rache Filho, se referindo a uma fala do presidente Lula na conferência do clima da ONU em dezembro passado, sobre o Brasil ser chamado, daqui a 10 anos, de “a Arábia Saudita da energia verde, da energia renovável”.
Empurrão da legislação
A política de promoção de biocombustíveis décadas atrás é vista, hoje, como uma aposta acertada e um grande diferencial competitivo do Brasil na economia verde. Porém, com a evolução da agenda de sustentabilidade, outras necessidades regulatórias são importantes para destravar investimentos, como uma taxonomia verde que coloque “os pingos nos is” do que é, de fato, um produto, um insumo, uma prática sustentável do que é parte da transição. Outra questão, ainda ligada a classificação, é sobre o uso de áreas agricultáveis para produção de energia e não alimentos. “Pelo visto, podemos esperar que a concorrência entre a produção de alimentos e a produção de combustíveis deverá ser considerada nas análises e avaliações futuras de certificação”, acredita Rache Filho. Esse debate está levando, diz, à discussão sobre qual o “tom de verde” que pode ser atribuído a combustíveis combustíveis produzidos com esses insumos, como os óleos vegetais, a exemplo do de soja.
Para Ceotto, da McKinsey, a regulação não é fonte apenas de pressão para que essas agendas andem, mas, acima de tudo, dá segurança jurídica e institucional que pode destravar investimentos. “A geração distribuída de energia solar e biomassa para caldeiras de indústrias, por exemplo, são conhecidos e regulados. Para o mercado de créditos de carbono, biogás e biometano, está mais nebuloso; o de hidrogênio verde estámais nebuloso ainda”, diz. “O setor financeiro e os investidores esperam clareza regulatória. Ou seja, quando visualizarem isso, o dinheiro vai vir.”
Apesar de ser uma rota para o longo prazo, o hidrogênio verde pode ganhar um impulso este ano, segundo o executivo, se for aprovado o framework regulatório. Está em tramitação no Congresso um projeto de lei que detalha o marco legal do hidrogênio de baixa emissão de carbono e cria o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixo Carbono (PHBC). “Não me surpreende se for aprovado”, comenta Ceotto, citando o forte interesse de empresas e países pelo tema.
Especialistas destacam que a mensagem que o governo brasileiro tem dado é de que a descarbonização será um dos focos de políticas e incentivos. Além do Plano de Transformação Ecológica do Ministério da Fazenda, o Novo PAC (Programa de Aceleração do Crescimento), lançado em dezembro de 2023, também abrange investimentos em infraestrutura de energia e transporte sustentáveis. A recém- lançada Nova Indústria Brasil (NIB), política industrial que, entre outros pontos, buscará promover projetos de inovação e sustentabilidade da indústria (chamado de Mais Verde).
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Fase: prioridade para transição energética em pauta ampla e coesa

Mário Menel, presidente do Fórum, vê o diálogo como fundamental na reformulação do setor e nos temas da pauta verde.
A transição energética foi incluída como tema prioritário, na versão atualizada da agenda do Fórum das Associações do Setor Elétrico. O documento entregue em janeiro ao ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, reflete consensos mínimos em relação às medidas de reformulação do setor, no momento em que as associações estão na expectativa de retomada do diálogo com o governo.
São assuntos que na opinião do presidente do fórum, Mário Menel, tem que ser parte de uma proposta única, coesa e integral de enfrentamento e solução dos problemas do setor. “Gostaríamos de ter uma agenda mais ampla até do que uma reforma pura e simples do setor elétrico” defendeu o executivo em entrevista ao CanalEnergia Live desta quinta-feira, 15 de fevereiro.
A Agenda Fase 2.0 foi dividida em cinco grandes temas, com 28 medidas propostas. Além da transição, que inclui os projetos da pauta verde, ela trata da redução de encargos e subsídios, de alterações na governança setorial, da aceleração da abertura de mercado e da atração de investimentos.
Para Menel, o documento com as propostas deve servir, no mínimo, como um balizador das medidas de reformulação do modelo, tendo o consumidor como um ator importante. E o diálogo com o governo vai ser fundamental nesse processo.
Sem descartar a necessidade de diálogo com o Congresso Nacional, o presidente do Fase defendeu o fortalecimento do MME como interlocutor e condutor dos pleitos do setor elétrico ao Legislativo e ao próprio governo. Lembra que isso já aconteceu no passado, mas em algum momento o próprio setor inaugurou uma nova fase, que foi “bypassar” o ministério, recorrendo diretamente à Justiça ou ao Congresso.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - UHEs e renováveis levam a menor taxa de emissão de CO2 na geração desde 2012

Interligações ao SIN também contribuíram para queda no índice medido em toneladas por MWh.
O Sistema Interligado Nacional registrou em 2023, uma emissão de 38,5 kg de CO2 a cada MWh gerado. Trata-se da menor taxa desde 2012, segundo dados do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação com base em dados acumulados até novembro. A entrada de fontes limpas de geração de energia elétrica no SIN, o cenário hídrico bastante favorável e as ações do Ministério de Minas e Energia para reduzir a geração de energia elétrica a partir de óleo diesel contribuíram para essa baixa na emissão de CO2 em 2023, destacou o MME em comunicado.
No SIN, as UHEs representaram cerca de 70% de toda a geração verificada de energia elétrica. Foram 561.583 GWh, de janeiro a novembro de 2023, enquanto a energia eólica representou 15% do referido total, segundo os dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
Em 2023, o Brasil expandiu a capacidade instalada de geração de energia elétrica em quase 20 GW, incluindo a geração distribuída, com destaque para a geração de fonte solar e fonte eólica, que representaram 69% e 25% do total dessa expansão.
Essas três principais fontes de geração de energia elétrica no Brasil reduzem a necessidade de geração de fonte térmica fóssil, que causa forte emissão de CO2. No entanto, observa o MME, as termelétricas continuam sendo necessárias para garantir a segurança eletroenergética do sistema.
A interligação de sistemas isolados ao SIN também teve uma contribuição para a diminuição do uso de fontes fósseis no país. Em 2023, os municípios de Parintins e Itacoatiara, no estado do Amazonas, e Juruti, no Pará, receberam linhas de transmissão que inseriram essas localidades no SIN, proporcionando qualidade e segurança do suprimento de energia elétrica para essas populações.
A interligação reduz a geração à óleo diesel e a emissão de CO2 na atmosfera. Uma das vantagens é a diminuição dos gastos com a Conta de Consumo de Combustíveis, encargo pago por todos os consumidores de energia elétrica. Em 2023, o Brasil economizou R$1,3 bilhão com CCC, que chegou ao patamar de R$ 11,6 bilhões, volume menor do que era esperado pela Aneel para o ano. O valor alcançado no ano passado também representa uma queda em comparação com montante atingido em 2022, de R$ 12,9 bilhões.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Brasil precisa retomar investimento em hidrelétricas, diz entidade

Para o presidente-executivo da associação, Charles Lenzi, o país gasta com alternativas renováveis distantes da vocação brasileira.
O Brasil utiliza aproximadamente 30% do seu potencial para instalação de hidrelétricas de médio e pequeno porte, segundo dados da Abragel (Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa). A instituição diz que a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) teria identificado um potencial para geração de 23.000 MW (megawatts) através dessas instalações. O país, no entanto, conta com uma produção de 6.500 MW nesse modelo. Em entrevista ao Poder360, o presidente-executivo da Abragel, Charles Lenzi, disse que o Brasil não pode “perder o estado da arte” de projetos de geração de energia.
Para o executivo, o país se tornou referência em “energia limpa” por causa dos investimentos feitos em hidrelétricas em anos passados, mas que hoje as usinas desse tipo perdem espaço no debate público sobre a transição energética.
MODISMOS RENOVÁVEIS
O 1º ano do 3º mandato do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) foi marcado por uma vontade do governo em incentivar a geração de energia renovável. Contudo, Lenzi declarou que viu pouquíssimos movimentos de fomento a projetos de hidrelétricas.
Para o executivo, as fontes eólica e solar dominam o vocabulário do governo quando se fala sobre transição energética porque são discursos importados de países europeus, que não tem o mesmo potencial brasileiro para desenvolvimento de fontes hidráulicas.
Lenzi afirmou que é importante investir nesses projetos intermitentes, que trazem consigo também o desenvolvimento tecnológico, mas é ainda mais necessário que o Brasil priorize a exploração do seu potencial hidrelétrico antes de acelerar os investimentos em outras fontes. “A solução não vai ser só eólica e solar, não tem como. A gente precisa ter uma fonte que dê a sustentabilidade à nossa geração elétrica”, declarou.
POLÍTICAS PÚBLICAS
O PL (projeto de lei) 11.247 de 2018, que tem como principal objetivo regulamentar a exploração de energia eólica nas costas marítimas brasileiras, foi aprovado na Câmara em 29 de novembro de 2023 com um dispositivo que obriga a contratação de 4.900 MW de energia produzida por PCH (Pequenas Centrais Hidrelétricas).
Na época, esse foi um dos dispositivos apontados como “jabuti” (trecho que não têm relação com o texto original). Porém, na visão de Lenzi, esse trecho foi um dos poucos movimentos do congresso na direção de uma política pública para o desenvolvimento dessas matrizes.
Além disso, o dispositivo funciona como um ajuste do mercado e mais um avanço na transição energética, pois essa energia contratada substituiu a produzida por térmicas. O projeto agora tramita no Senado. “Esse projeto definiu uma política pública para o segmento de pequenas hidrelétricas e a gente acompanha com muita expectativa e muito otimismo que agora no Senado também seja referendado. O projeto traz a contratação de pequenas centrais em substituição a fontes de geração térmica e isso traz um benefício para o país no sentido de transição energética”, disse Lenzi.
O especialista também disse que o Congresso e o governo deveriam se debruçar na retomada de projetos de usinas hidrelétricas com reservatórios. A última usina com reservatório significativo que entrou no sistema elétrico foi a de Serra da Mesa, em 1998.
Depois o país priorizou usinas a fio d’água, que geram energia apenas com o fluxo natural do rio, sem ocorrer o armazenamento em grandes lagos. Para o executivo, os empreendimentos com reservatórios são essenciais para assegurar a segurança energética do país em meio à entrada cada vez maior de fontes intermitentes no sistema. Ele explicou que as usinas de fio d’água são mais suscetíveis a épocas de seca, o que tem provocado problemas no sistema elétrico periodicamente.
“Devemos voltar a investir em hidrelétricas com reservatório, pois isso é muito importante, não só para o setor hidrelétrico, mas para o país, para que a gente possa inclusive expandir nossa matriz usando fontes intermitentes de uma maneira robusta”, disse Lenzi.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - O que esperar do setor de energia em 2024

O ano de 2024 começa com muitas pendências no setor de energia ainda de 2023 – tanto no Legislativo quanto em agendas do Executivo e regulatória. Um relatório especial, elaborado pela equipe do JOTA PRO Poder, elenca uma série de projetos em tramitação no Congresso Nacional e analisa a expectativa de edição de medida provisória sobre a questão tarifária.
O documento enviado aos assinantes do serviço corporativo do JOTA ressalta que essa MP, anunciada pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, é uma das prioridades da pasta. Pelo que já foi anunciado, a ideia é remanejar R$ 350 milhões dos fundos setoriais de recuperação das bacias hidrográficas da lei de capitalização da Eletrobras para mitigar reajustes tarifários no Amapá.
No entanto, também são esperadas outras mudanças no setor sob o chapéu da modicidade tarifária. Alterações como a revisão das térmicas da Eletrobras para prever a contratação de pequenas centrais hidrelétricas estão no radar.
Além de listar as propostas no Legislativo, o relatório especial traz o ponto de vista do JOTA ao indicar as chances de avanço do projeto e de o mérito ser incluído em outro texto. Um dos PLs elencados, por exemplo, é o do marco da modernização do setor elétrico (PL 414/21), ao qual o ministério já deu sinais de que não pretende encampar o texto. O texto tem baixas chances de tramitação, mas existe a possibilidade de o tema ser incluído em outro texto.
Outro texto na pauta é o marco legal das eólicas offshore, que deve ter sua tramitação no Senado no primeiro semestre de 2024. Entre os demais projetos inclusos no relatório sobre a pauta para 2024 estão o mercado regulado de carbono, projeto Combustível do Futuro e a concessão das distribuidoras de energia.
Fonte e Imagem: JOTA.

// - Governo quer avançar no financiamento do setor elétrico com menos subsídio

Segundo o ministro da Casa Civil, Rui Costa (PT-BA), a União pretende avançar no financiamento do sistema elétrico brasileiro e continuar com os investimentos em fontes renováveis.
O ministro da Casa Civil, Rui Costa (PT-BA), disse que o governo federal quer avançar tanto na questão do financiamento do sistema elétrico brasileiro quanto nos investimentos em energia renovável, mas sem "tanto subsídio". A afirmação foi feita hoje (7) diante de uma plateia formada basicamente por investidores, em evento organizado pelo BTG Pactual.
"Queremos avançar na solução da questão do financiamento do sistema elétrico brasileiro, no seu reequilíbrio, e dar continuidade nos investimentos em energia renovável, que o Brasil lidera. É preciso que [isso] continue avançando, num novo patamar, sem tanto subsídio, mas com a vantagem competitiva que o Brasil conseguiu", defendeu.
Ele admitiu que o governo terá um 2024 mais curto por conta das eleições municipais de outubro. Diante disso, o objetivo do Executivo será "concluir a regulamentação da reforma tributária" e iniciar a "reforma de renda".
"O tempo passa rápido e nós buscaremos neste ano - quando temos um ano de apenas seis meses de intenso funcionamento do Legislativo, dada às eleições - concluir a regulamentação da reforma tributária e a reforma de renda", disse.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Setor elétrico terá que resolver tarifas e sistemas isolados sem subsídios, diz Sandoval Feitosa

O setor elétrico terá que resolver questões envolvendo os sistemas isolados e das tarifas de energia sem subsídios, afirmou o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa.
“Em todas as conversas com ministro [de Minas e Energia, Alexandre Silveira,] foi falado sobre a racionalização de custos da energia elétrica em todo o país, em reduzir subsídios e em discutir tarifa de Itaipu. Nesse momento, temos a percepção que não são necessários tantos subsídios para o setor elétrico”, afirmou Feitosa durante painel do CEO Conference, evento do BTG Pactual, promovido nesta quarta-feira, 7 de fevereiro.
Segundo o diretor-geral, nos últimos anos, os subsídios destinados ao segmento somaram algo equivalente a todo faturamento do setor de distribuição em um ano. Um caminho apontado por Feitosa para reduzir os incentivos seria a alocação “eficiente” dos custos setoriais.
A visão da Casa Civil
Em outro painel, o ministro da Casa Civil, Rui Costa, disse que o governo federal está procurando maneiras de avançar com as discussões do setor elétrico sem usar “tantos subsídios”. “[É uma das prioridades do governo] avançar na solução da questão do financiamento do sistema elétrico brasileiro, no seu reequilíbrio, e dar continuidades para os investimentos em energia renovável, mas sem tantos subsídios e com uma vantagem competitiva que o Brasil conseguiu”, afirmou Costa, destacando que o assunto é uma das prioridades do governo em 2024.
De acordo com o ministro, como o ano legislativo é mais curto, dadas as eleições municipais do segundo semestre, a seleção de assuntos a serem tratados nas Casas serão escolhidos “minuciosamente”.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - FIQUE DE OLHO: GOVERNO LULA REFORÇA A CONGRESSO INTENÇÃO DE APRIMORAR MARCO DO SETOR DE ENERGIA

O governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva reforçou, em sua “Mensagem ao Congresso Nacional 2024”, que pretende avançar no "aprimoramento do marco regulatório de energia" como parte da estratégia de aumentar a competitividade do setor produtivo brasileiro por meio da regulação de "ineficiências regulatórias que oneram o ambiente de negócios". Conforme o texto, divulgado ontem, por ocasião da abertura dos trabalhos legislativos, a iniciativa, juntamente com a lei do Bem e a regulamentação dos marcos legais de cabotagem e de ferrovias apontariam para uma economia potencial de R$ 92 bilhões por ano.
Dentre os onze proposições legislativas para as quais o Governo Federal pediu o apoio de forma a promover o desenvolvimento industrial, do comércio exterior e dos serviços, e "melhorar o ambiente regulatório brasileiro", quatro estão diretamente relacionados a setor energético: Eólicas offshore (PL no 11.247/2021); Combustível do Futuro (PL no 4516/2023); Programa de Aceleração da Transição Energética (PATEN) (PL no 5174/2023) e Hidrogênio de Baixo Carbono (PLs no 2.308/2023 e no 5.816/2023).
Os presidentes da Câmara, Arthur Lira, e do Senado, Rodrigo Pacheco, sinalizaram que os temas relacionados à Agenda Verde estarão entre suas prioridades. No entanto, resta saber como se dará a efetiva tramitação nos projetos em meio à nova queda de braço escancarada por Lira. Apesar de dizer que nenhuma disputa política entre a Câmara e o Executivo atrapalhará os trabalhos, Lira deu um recado claros de insatisfação com o governo e cobrou respeito ao que chamou de “acordos firmados”.
Nos bastidores, o discurso foi avaliado como uma tentativa de Lira em reforçar uma “crise” para pressionar a abertura de diálogo entre o Palácio do Planalto e a Câmara, como foi feito ao longo do ano passado. O pronunciamento também foi lido como uma forma de marcar a posição de independência do Legislativo. AGE. Está marcada para esta terça-feira a Assembleia Geral Extraordinária (AGE) da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) que apreciará a proposta de Orçamento para fazer frente à nova governança que ficou definida com o Decreto 11.835/2023. O texto alterou a estrutura de da instituição, com a ampliação do número de conselheiros e a criação de uma diretoria com até seis diretores.
Conforme mostrou o Broadcast Energia, o decreto apresentou pontos polêmicos, que foram alvo de críticas de agentes do setor, especialmente porque na prática permitiu o aumento da influência do governo federal, por meio da escolha de conselheiro e do voto de Minerva. Por isso, alguns grupos setoriais se mobilizaram para tentar travar a votação.
Ainda como parte das ações necessárias para adequar a instituição ao decreto, a AGE deverá deliberar sobre a seleção e a contratação de Escritório de Advocacia para representação dos agentes na revisão do Estatuto Social. conforme Decreto 11.835/23. O documento será revisto justamente para fazer os ajustes necessários frente a nova norma. Além disso, os agentes irão apreciar a proposta de adoção da votação secreta nas futuras Assembleias Gerais, até a conclusão da revisão do Estatuto Social. Por fim, também conta na pauta a proposta de orçamento para a plataforma de Certificação de Energia, uma iniciativa defendida pelo atual conselho da CCEE, mas vista com ressalvas por alguns agentes do mercado.
Congresso.
Foi realizada ontem a sessão solene de abertura dos trabalhos no Legislativo. Em sua mensagem, leitura de mensagem a ser enviada pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva com os temas e projetos considerados prioritários pelo governo para este ano.
Investimentos.
A Energisa anunciou na noite de ontem, 05, que prevê realizar investimentos de R$ 6,077 bilhões ao longo de 2024. Somente no segmento de distribuição, o volume previsto é de R$ 4,946 bilhões, sendo R$ 3,659 bilhões destinados a ativos elétricos; R$ 238,4 milhões para ativos não elétricos; e R$1,049 bilhão em obrigações especiais, com recursos oriundos de fundos setoriais ou participação financeira de cliente.
Solar.
A energia solar atingiu os 38 gigawatts (GW) de potência instalada em janeiro, somando as usinas de grande porte e os sistemas de geração distribuída, informou a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Em menos de um mês, a fonte adicionou mais de 1 GW adicionado no território brasileiro, disse a entidade. A geração distribuída de energia soma 26,3 GW de potência instalada. Já no segmento de geração centralizada, o Brasil possui cerca de 11,7 GW de potência instalada em usinas solares de grande porte.
Combustíveis.
A queda da cotação do petróleo reduziu a defasagem do preço do diesel no mercado brasileiro em relação ao mercado internacional e fez a gasolina ficar praticamente alinhada, informou a Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom), com dados do fechamento de sexta-feira. Segundo a entidade, o preço do diesel nas refinarias da Petrobras está 7% mais baixo do que a parte norte-americana do Golfo do México, região usada como parâmetro para as oportunidades de importação de combustíveis. Já o preço da gasolina está alinhado com o preço internacional. Para equiparar o preço do diesel ao mercado externo a Petrobras poderia fazer uma redução de R$ 0,26 por litro.
Petróleo.
Os contratos futuros de petróleo fecharam em alta nesta segunda-feira, em meio à confluência de temores por ofertadas causados pelas tensões geopolíticas com os sinais de resiliência da economia dos EUA. O cenário se sobrepôs à escalada do dólar no exterior, diante da expectativa por um Federal Reserve (Fed) mais cauteloso no processo de relaxamento monetário. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o barril do WTI para março encerrou a sessão com ganho de 0,69% (o equivalente a US$ 0,50), a US$72,78. Na Intercontinental Exchange (ICE), o do Brent para abril subiu 0,85% (ou US$ 0,66), a US$ 77,99 por barril.
Fonte e Imagem: Estadão.

// - Governo pede apoio do Congresso para aprovar PLs da eólica offshore, combustível, hidrogênio e transição.

Em mensagem ao Congresso Nacional, o presidente da República Luiz Inácio Lula da Silva pediu o apoio dos parlamentares para a melhoria do ambiente regulatório brasileiro, promovendo diversas reformas administrativas, entre elas, algumas estratégicas para o setor energético. O Congresso abriu a 2a Sessão Legislativa Ordinária da 57a Legislatura nesta segunda-feira, 5 de fevereiro, em sessão conjunta, marcando o início dos trabalhos de 2024.
Dos 11 temas listados para apoio em propostas legislativas, quatro são exclusivas para o setor: eólica offshore, Combustível do Futuro, transição energética e hidrogênio de baixo carbono. Os presidentes da Câmara dos Deputados e do Senado Federal, Arthur Lira e Rodrigo Pacheco, reforçaram os esforços das Casas para aprovação desses projetos, considerados na Agenda Verde e para a promoção da transição energética.
Congresso retoma trabalhos com biogás, compensação do ICMS e mobilidade verde No caso das eólicas offshore, a mensagem do presidente cita o PL no 11.247/2021, apontando que a fonte tem se mostrado cada vez mais viável para a geração de energia renovável, impulsionada tanto por políticas de apoio, em resposta a preocupações ambientais, como por avanços tecnológicos. Adicionalmente, cita o potencial técnico para geração de 700 GW.
“A consolidação dessa cadeia de valor no país pode impulsionar a economia e promover a neoindustrialização. Nesse sentido, o PL eólicas offshore regulamenta a exploração desse segmento no Brasil. O projeto de lei inclui dispositivos sobre comercialização de créditos de carbono; formas de outorga e cessão de uso; licenciamento ambiental; e requisitos de promoção da indústria nacional, o que contribuirá para o próprio desenvolvimento local”, diz trecho da mensagem.
Para o Combustível do Futuro, o PL no 4516/2023, propõe o que o governo chama de “medidas inovadoras para a transformação da matriz energética de transportes no Brasil”. O projeto integra programas e políticas públicas, como o RenovaBio, o Mover e o PBE Veicular.
“Tais ações representam um passo significativo para a descarbonização e sustentabilidade no setor de transportes, alinhando o Brasil com as tendências globais de transição energética e redução de emissões poluentes”. Adicionalmente, ressalta o potencial produtivo do Brasil para combustível sustentável para aviação (Sustainable Aviation Fuels) por meio de uma grande diversidade de espécies de biomassa e resíduos agrícolas disponíveis.
Outro projeto mencionado entre os 11 que demandam apoio do Congresso está o de aceleração da transição energética (Paten), previsto no PL no 5174/2023. Além de acelerar os projetos na área, busca mitigar os impactos ambientais, concentrando-se em tecnologias inovadoras, combustíveis renováveis e geração de renováveis.
Por meio do Paten estão previstas a criação de um “fundo verde” administrado pelo BNDES para subsidiar financiamentos a taxas de juros mais baixas e a introdução de uma modalidade de transação tributária direcionada para investimentos em projetos “verdes”. Nessa mensagem, o governo ainda incluiu os PLs no 2.308/2023 e no 5.816/2023, sobre o hidrogênio de baixo carbono. No texto, os projetos são marcos para consolidar o país como protagonista na transição para fontes de energia mais limpas e sustentáveis.
“Essas ações refletem o compromisso do governo em criar um arcabouço normativo sólido que favoreça o desenvolvimento sustentável e a inovação na área de energias renováveis”, diz o documento.
PAC
Grande protagonista do plano de governo de Lula, o Novo PAC é destaque para as obras de infraestrutura na mensagem do presidente, com a organização de investimentos públicos e privados da ordem de R$ 1,7 trilhão.
“O programa inclui rodovias, ferrovias, plantas de geração e linhas de transmissão de energia para que a nossa economia tenha ainda mais fôlego para crescer. Mas inclui também aquilo que faz diferença imediata na vida de quem precisa: uma nova unidade de saúde, a escola, a creche, a moradia decente, o bairro urbanizado, a água em quantidade adequada mesmo durante a seca”, segue trecho do documento.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Energia limpa: Brasil bate recorde com 93% da energia gerada em 2023 vindo de fontes renováveis, diz CCEE

Hidrelétricas respondem pela maior parte da geração. Produção por usinas eólicas e solares aumentou 23,4%.
O Brasil bateu recorde de geração de energia limpa em 2023, com 93,1% de toda a energia gerada vindo de fontes renováveis. Os dados são da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e foram divulgados nesta sexta-feira (2).
No total, foram gerados 70,2 mil megawatts médios (MWm) no ano passado, por meio de usinas hidrelétricas, eólicas, solares e de biomassa.
As hidrelétricas respondem por mais da metade da energia gerada em 2023, com 50 mil MWm – um crescimento de 1,2% em relação a 2022.
Já as usinas de geração eólica e solar somaram 13 mil MWm, o que representa uma alta de 23,8% em relação a 2022.
"O avanço foi puxado pelo cenário climatológico favorável, em especial para a produção de energia solar, e pela entrada de novas usinas no Sistema Interligado Nacional", afirma a CCEE.
As novas unidades de produção aumentaram a capacidade instalada no país em 42,6 mil MW – o equivalente a três usinas de Itaipu.
Já a geração de energia a partir da biomassa, principalmente a partir do bagaço da cana-de-açúcar, foi de 3,2 MWm – aumento de 9,6% em relação ao ano anterior.
"Nos próximos anos, a abertura do mercado livre de energia para toda a alta tensão, já operacionalizada desde janeiro, deve impulsionar ainda mais a demanda por energias renováveis", afirmou em nota o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Alexandre Ramos.
A Câmara de Comercialização também aponta para um crescimento de 63,9% na geração distribuída – quando os próprios consumidores produzem sua energia, principalmente a partir de placas solares nos telhados das casas. Esse montante é injetado na rede da distribuidora local.
De acordo com a CCEE, se não houvesse geração distribuída, o consumo residencial e de pequenas empresas em 2023 teria sido de 5,9% e não 2,5%.
Na quinta-feira (1º), a CCEE divulgou um aumento de 3,7% no consumo de energia no Brasil -- o maior dos últimos anos. As ondas de calor no ano passado são o principal motivo para a expansão da demanda.
Fonte e Imagem: Portal G1.

// - Greve de servidores ambientais “trava tudo” no setor elétrico

A greve dos servidores ambientais e a percepção de que o assunto pode demorar a ser resolvido está preocupando o setor elétrico, que teme atrasos nos projetos de infraestrutura em toda a cadeia, em especial os de linhas de transmissão e geradores eólicos.
A Associação Brasileira da Energia Eólica (Abeeólica) afirmou ao BAF que está preparando um documento endereçado ao ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, alertando para os riscos do prolongamento da paralisação no Ibama e no Ministério do Meio Ambiente para o andamento dos projetos eólicos.
A carta da Abeeólica acompanha o movimento de outras associações do setor, que alertaram o MME sobre o risco da falta de licenças ambientais atrasarem obras. Uma preocupação é o atraso na operação de linhas de transmissão recém-leiloadas em 15 de dezembro de 2023. Se atrasar a transmissão, há impacto para os geradores. O responsável pela área ambiental de um grande grupo com atuação no setor eólico afirmou ao BAF que com a greve “fica tudo travado” nos projetos.
A Confederação Nacional das Indústrias (CNI) e o Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (Fmase) estão em contato com as associações setoriais para tentar estimar o número de projetos de infraestrutura no setor elétrico que serão impactados pela greve, para apoiar novas comunicações ao MME e ao MMA sobre a crise.
Fonte e Imagem: BSB Alta Frequência.

// - Nova política industrial coloca o país no caminho certo, avalia Élbia Gannoum

Política foi lançada em 22 de janeiro e prevê R$ 300 bilhões até 2026 com seis eixos de atuação. A nova política industrial do Brasil, lançada na segunda quinzena de janeiro coloca o país no caminho certo para acompanhar o movimento de estímulo à neoindustrialização que é global. Essa é a avaliação da presidente executiva da Associação Brasileira da Energia Eólica e Novas Tecnologias, Élbia Gannoum. Para ela, esse é apenas o começo de um processo que tende a ampliar os investimentos no fortalecimento da cadeia produtiva rumo à descarbonização e a uma economia verde.
Nesse sentido, diz a executiva da ABEEólica, o H2 é o principal fator. Em entrevista ao CanalEnergia Live desta quinta-feira, 1o de fevereiro, Élbia lembrou de um estudo da Mckinsey que aponta a necessidade de dobrar a capacidade de geração atual do Brasil até 2040 para atender a perspectiva de demanda pelo combustível que é considerado o substituto dos combustíveis fósseis em uma economia de baixo carbono.
“Toda política industrial passa pela energia, não podemos imaginar uma economia e reindustrialização do país sem passar pela energia e atualmente toda a indústria está pautada na energia e a base da economia e sociedade moderna”, destacou Élbia.
Para ela, o país conseguiu ‘pegar o trem’ dessa onda global de valorização da indústria verde que tem como insumo básico a energia renovável. Contudo, diz que ainda há muito o que fazer para que se torne uma realidade, pois a política são as diretrizes, são necessários agora aprimoramentos e as ações que serão desenhadas para que os seus eixos da política sejam colocados em prática.
A nova política industrial foi lançada em 22 de janeiro e promete impulsionar o desenvolvimento do país até 2033, prevendo a liberação de R$ 300 bilhões para financiamento de projetos já nos próximos três anos.
A política estabelece metas para cada uma das cinco missões da chamada neoindustrialização, definidas em conjunto com a iniciativa privada. Uma dessas missões (Eixo 5) trata de bioeconomia, descarbonizaçao e transição e segurança energéticas, e tem entre as prioridades a produção de bioenergia e de equipamentos para geração de energia renovável.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Eventos sobre o potencial das energias renováveis e oportunidades com a abertura do mercado livre contam com contribuições da ANEEL

Os debates foram realizados nesta quarta-feira (31/1), em São Paulo, e tiveram a participação do Diretor-Geral, Sandoval Feitosa.
Teve início nesta quarta-feira, em São Paulo, a terceira edição do congresso de networking do setor de energia renovável na América Latina. Neste ano, o evento destaca a importância e a competitividade do Brasil em termos de geração renovável e transição Energética, o que o tornou uma referência regional e global.
O Diretor-Geral da ANEEL, Sandoval Feitosa, abriu a conferência e destacou o crescimento da fonte solar no Brasil. Segundo Feitosa, a fonte solar foi a fonte renovável que mais cresceu, sendo que em 2022 já ultrapassou a eólica. “O ambiente é bastante favorável para que políticas públicas sejam feitas no sentido de desenvolver essa fonte. É claro que temos desafios, mas o cenário tanto no mundo como no Brasil é de fato bem promissor”, destacou.
Sob a perspectiva mundial, de acordo com Feitosa, mesmo em um ambiente conturbado pós pandemia e pós início da guerra na Ucrânia, que desmobilizou as cadeias de suprimento e elevou custos, a geração solar bateu recorde em 2022. “A geração solar cresceu 22% no mundo em 2022 e a Associação solar da Europa projeta mais crescimento para os próximos quatro anos, fruto de diversos incentivos governamentais, com destaque para os mercados da China, Europa, dos Estados Unidos e Brasil. Em nosso país, os números são expressivos graças à irradiação solar e aos incentivos que são dados às fontes renováveis”, ressaltou.
As oportunidades que o Brasil oferece em termos de energias renováveis são inquestionáveis. O próprio Banco Mundial catalogou esse gigante americano como um país que pode ser "mais rico e mais verde", dado seu potencial de geração eólica e solar, em que o autoconsumo também se destaca.
O evento termina nesta quinta-feira (01/02) e reúne lideranças nacionais e internacionais, além de representantes de empresas do setor de renováveis e agentes do setor.
No período da tarde, Feitosa participou do evento promovido pela Exame Renováveis, cujo tema foi: Energias Renováveis e abertura do mercado livre como vetores de competitividade ao país. Em sua participação no painel sobre oportunidades com a abertura do mercado de energia, Feitosa destacou que “a abertura do mercado livre representa um marco para as energias renováveis, pois as pequenas e médias empresas podem tomar a decisão e privilegiar, no momento da compra, a cadeia de produção de energias renováveis e a compra de energia de empresas que tenham boas práticas de governança”.
Quando questionado sobre o papel da ANEEL nas tratativas sobre a abertura do mercado livre, Feitosa reiterou que o mercado livre foi criado praticamente junto com a agência e que, ao longo dos anos, houve um crescimento expressivo do setor, mas ainda assim ele precisava dar um salto. “Com a abertura do mercado livre a partir de janeiro de 2024, nós demos um grande salto, mas considero que esse salto de agora vai preceder o grande salto, que é acessar o consumidor de baixa tensão. A agência, alinhada à política de governo, estabeleceu um cronograma para a abertura do mercado. Cumprindo uma diretriz do governo, a ANEEL também apresentou estudos sobre a abertura para os consumidores de baixa tensão. O Ministério de Minas e energia deve trazer essa discussão futuramente e a Agência está à disposição para fazer os ajustes necessários”, finalizou.
Participaram do painel representantes da PSR, CCEE, Cemig e Engie Brasil Energia.
Fonte e Imagem: Gov.br - ANEEL.

// - Entidades lançam 100 medidas para reduzir impacto de eólicas no Nordeste

São três grandes grupos de problemas com propostas que estabelecem um mínimo contratual e um distanciamento de pelo menos 2 km entre a torre e edificações.
Um grupo composto majoritariamente por representantes das comunidades afetadas pela geração de energia eólica no Nordeste elaborou um documento com mais de 100 recomendações para serem adotadas de forma preventiva com o objetivo de mitigar danos e impactos da atividade. Intitulado Salvaguardas Socioambientais para Energia Renovável, o documento está disponível para download e foi lançado na quarta-feira, 31 de janeiro, em evento online. Segundo o Instituto Climainfo, é o resultado de um ano de discussões, análises e construção coletiva de medidas socioambientais de mitigação.
As salvaguardas respondem a três grandes grupos de problemas categorizados pelo estudo. O primeiro são os contratos que apresentariam grandes desequilíbrios entre empresas e pequenos proprietários ou posseiros, que arrendam suas terras para a instalação das usinas e outras estruturas relacionadas. Outro é a outorga cedida pela Aneel para geração e transmissão de energia, que, de acordo com o estudo, não inclui uma análise qualificada de componentes ambientais, sociais, etnoculturais, produtivos ou agrários. Já o licenciamento ambiental dos empreendimentos, majoritariamente estadual, tem, segundo o relatório, se mostrado ineficaz para fazer frente aos problemas enfrentados no chão e também não fornece ações adequadas de reparação.
Entre as salvaguardas propostas, o grupo sugere um conteúdo mínimo contratual para arrendamento, o estabelecimento de uma distância mínima de 2 km da torre eólica para edificações já que hoje esse limite não existe. E ainda, pede a priorização de áreas degradadas para instalação de centrais a fim de evitar mais desmatamento, estudos dirigidos à poluição sonora, incluindo de infrassons, e à luminosa para evitar o chamado “efeito estroboscópico” provocado pelas luzes intermitentes.
O documento também recomenda medidas para proteger as atividades tradicionais e a agricultura familiar, cujas políticas de fomento, argumenta o documento, passam a ser ameaçadas em certas regiões do Nordeste pela evasão rural ligada à geração de energia eólica. Também são indicadas ações para garantir a conservação de áreas protegidas e os direitos de povos e comunidades tradicionais, principalmente o direito à consulta prévia, livre e informada prevista na Convenção 169 da Organização Internacional do Trabalho.
No foco está a proteção de agricultores familiares, assentados e povos e comunidades tradicionais (PCT): povos do campo, floresta e das águas, indígenas, quilombolas, extrativistas, camponês, caatingueiros, sertanejos, de fundo de pastos, ciganos, pescadores, costeiros e demais povos que no território encontram as condições para a produção de sua existência, cultura e modo de vida.
A entidade explica que cada medida proposta é fundamentada em problemas apresentados por 29 instituições participantes do processo – entre movimentos e organizações sociais, povos e populações tradicionais, ativistas socioambientais e pesquisadores da área. Aponta que a crescente expansão de renováveis tem intensificado conflitos territoriais, gerado ameaças à biodiversidade, agravado injustiças e danos socioambientais aos povos do campo, da floresta, das águas e aos seus ecossistemas.
Durante o processo de elaboração do documento, representantes das comunidades participaram de três encontros presenciais, realizados em Salvador (BA) e no Recife (PE), promovidos pelo Plano Nordeste Potência, iniciativa resultante de uma coalizão de ONGs empenhadas em fazer com que transição energética, além de levar em consideração o meio ambiente, ocorra de forma socialmente justa e inclusiva.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Brasil faz acordo com órgão internacional por transição energética

Governo brasileiro e a Agência Internacional de Energia vão estudar mecanismos para acelerar o processo, incluindo ajuda de outros países.
O governo brasileiro e a AIE (Agência Internacional de Energia) fecharam um acordo de cooperação para acelerar a transição energética no mundo. O plano de trabalho conjunto foi assinado nesta 4ª feira (31.jan.2024) pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, e o diretor-executivo da entidade global, Fatih Birol.
O plano contempla o desenvolvimento de estudos, produção de políticas públicas e intercâmbio de bases de dados para o fortalecimento da transição energética. Inclui ainda a avaliação de mecanismos para financiar fontes como o hidrogênio verde e biocombustíveis, como a ajuda de países mais ricos.
Sediada em Paris, a AIE reúne 50 países que representam 80% do consumo mundial de energia. No evento, Birol afirmou que o Brasil será protagonista na transição energética e que poderá se desenvolver industrialmente com isso, tornando o processo justo e inclusivo. “É muito importante que os países ricos ajudem de acordo com sua responsabilidade histórica e econômica”, afirmou Birol, que destacou ainda que vários países ainda dependem da riqueza gerada pelo petróleo para financiar suas políticas e que alguns ainda sofrem com a pobreza energética.
Alexandre Silveira lembrou que a transição energética não é uma ruptura, e sim um processo gradual que deverá ser utilizado para reduzir as desigualdades no Brasil. Ele defendeu as energias renováveis e a ampliação do uso dos biocombustíveis como etanol e biodiesel.
“Com a nossa experiência, podemos ajudar as demais nações para além da transição energética, mas também para combater a pobreza energética. Vamos avançar na construção de caminhos que cumpram as metas climáticas e promovam o desenvolvimento socioeconômico do nosso país e do mundo”, disse.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Aneel confirma resultado do leilão de linhas de transmissão

Certame foi realizado em 15 de dezembro de 2023 e deve injetar R$ 21,7 bi em investimentos na rede elétrica de 5 Estados.
A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) confirmou nesta 3ª feira (30.jan.2024) o resultado do leilão de linhas de transmissão realizado em 15 de dezembro de 2023. O certame, feito em parceria com o Ministério de Minas e Energia, foi vencido pelas empresas State Grid, Alupar e Celeo Redes Brasil. Leia a íntegra da decisão (PDF – 224 kB).
No leilão, foram arrematadas as concessões de 4.471 km em linhas de transmissão para construção, manutenção e operação, sendo 3.007 km de novos linhões, além da ampliação para 9.840 MW (megawatts) na capacidade de conversão em subestações. Esses empreendimentos foram divididos em 3 lotes que compreendem áreas em São Paulo, Goiás, Maranhão, Minas Gerais e Tocantins. Ao todo, o investimento será de R$ 21,7 bilhões.
Lote 1, incluindo os sublotes A, B, C e D (Maranhão, Tocantins e Goiás) Vencedora: State Grid, com receita anual de R$1,936 bilhão – deságio de 39,90%;
Lote 2 (Goiás, Minas Gerais e São Paulo) Vencedor: Consórcio Olympus XVI, com receita anual de R$ 239,5 milhões – deságio de 47%;
Lote 3 (Minas Gerais e São Paulo) Vencedora: Celeo Redes Brasil, com receita anual de R$ 101,2 milhões – deságio de 42,4%.
O investimento em novas linhas será bancado pelos consumidores de energia por meio das contas de luz. Além dos 72 meses para colocar os projetos de pé, as empresas vencedoras ganharam uma concessão de 30 anos para operar as estruturas, sendo remuneradas por meio das tarifas de energia.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Promessa de diálogo e redução de subsídios: como foi a primeira reunião de Silveira com associações

Pela primeira vez em mais de um ano à frente do Ministério de Minas e Energia, o ministro Alexandre Silveira recebeu nesta segunda-feira, 29 de janeiro, representantes de 26 associações e entidades do setor elétrico para discutir os problemas mais importantes, e defendeu a importância do diálogo e da participação de todos nos trabalhos necessários. Agentes ouvidos pela MegaWhat viram com bons olhos a iniciativa, e relataram ter saído com otimismo do encontro, que durou cerca de duas horas.
Silveira aproveitou a ocasião para apresentar seu novo secretário-executivo, Arthur Cerqueira, cujas declarações reforçaram a percepção no mercado de ser um nome “resolvedor de problemas” – perfil considerado mais que adequado para a pasta, que abraça os segmentos de óleo e gás e mineração, além de todos os desafios do setor elétrico.
O ministro falou sobre os desafios do setor elétrico por cerca de uma hora, quando destacou a importância do diálogo com o setor, criticou desequilíbrios tarifários e pediu ajuda das associações e entidades presentes para resolver problemas causados pelos altos custos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e dos empréstimos setoriais Conta Escassez Hídrica e Conta-Covid, contraídos em nome dos consumidores das distribuidoras nos últimos anos.
"Foi praticamente um compromisso em buscar o diálogo e consenso ouvindo o mercado", disse Mário Menel, presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape) e do Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase).
Menel aproveitou a ocasião para entregar nas mãos do ministro a Agenda Propositiva 2.0 do Fase, documento elaborado em 2023 baseado em cinco pilares: aprimorar a governança setorial, reduzir encargos e subsídios, acelerar a transição energética, concluir as iniciativas de abertura do mercado e atrair investimentos.
Segundo Élbia Gannoum, presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica) - uma das entidades que assinou a carta do Fase entregue ao ministro -, a fala de Silveira foi muito baseada nas necessidades de retomar o diálogo, reforçar a governança e reequilibrar o setor.
"Ele disse que o setor está à beira de um abismo de desequilíbrios, e esses desequilíbrios estão causando impacto muito forte na tarifa", relatou Gannoum.
Jabutis, emendas e subsídios
Segundo relatos dos presentes, Silveira criticou subsídios e falou em alternativas para reduzir os custos embutidos na tarifa. Uma ideia apresentada no encontro envolveu securitizar os recursos que a Eletrobras desembolsará ao Tesouro, obrigação contraída na sua privatização, e usar para quitar os empréstimos Conta-Covid e Conta Escassez Hídrica. Sobre a CDE, o ministro falou em “encontrar fontes de financiamento” para conter o crescimento do encargo setorial, que deve custar quase R$ 40 bilhões em 2024.
Em relação aos subsídios, Silveira criticou as pautas específicas de cada segmento que movimentam o Congresso, e falou também sobre o Projeto de Lei 11.247/2018, que inicialmente tratava da regulamentação da geração eólica offshore, mas foi aprovado na Câmara com diversas emendas, conhecidas como “jabutis” no jargão do mundo político, por serem de assuntos não relacionados à matéria original.
As emendas, muito criticadas por especialistas, criaram subsídios e prorrogaram alguns existentes, beneficiando desde fontes renováveis até o carvão mineral.
O ministro teria dito que não iria usar o termo “jabuti”, em respeito ao processo no Congresso, que representa interesses legítimos. Silveira, contudo, criticou o texto que saiu da Câmara, e disse que é preciso ponderar o que é melhor para o setor e achar “a melhor solução possível”.
Percepção positiva
O encontro deixou uma impressão majoritariamente positiva nos seus participantes. O novo secretário-executivo se comprometeu a realizar reuniões bilaterais com cada associação, já que não houve oportunidade para manifestações individuais no encontro de hoje.
"A visão do Fase, eu diria, é de otimismo com a postura do ministro. Primeira vez que fez uma reunião assim com os agentes, transmitiu uma imagem boa, e uma perspectiva de soluções daqui para a frente", disse Menel.
Em vídeo divulgado nas redes sociais, o presidente da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres (Abrace), Paulo Pedrosa, destacou que o clima da reunião foi de "agora vai".
Já a presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia (Abrage), Marisete Pereira, que foi secretária-executiva do MME no governo passado, disse que a reunião foi muito importante para o momento do setor elétrico.
"Ele abriu o ministério para diálogo e colocou os secretários à disposição das associações para trabalharmos juntos na busca de unirmos esforços para garantir a sustentabilidade do setor", afirmou.
Fonte e Imagem: MegaWhat.

// - Hidrelétricas reforçam atuação para recuperar espaço perdido no setor

Ex-secretaria-executiva do ministério de Minas e Energia, Marisete Pereira chega à Abrage para dar força política aos pleitos das usinas.
O segmento de geração hídrica foi buscar um nome com experiência dentro e fora do setor elétrico para tentar ter mais participação nos debates setoriais. A ex-secretária-executiva do Ministério de Minas e Energia, Marisete Pereira, assume a presidência da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage) com esse objetivo.
Com 18 anos de experiência no ministério e papel fundamental na privatização da Eletrobras, onde ocupa cadeira de conselheira, Pereira encontra um setor preocupado com questões como o desperdício de água nas usinas hidrelétricas, a sobreoferta de energia causada pela entrada de usinas eólicas e solares, o excesso de subsídios, a falta de reservatórios para armazenamento, restrição para exportação de energia excedente a países vizinhos e leilões de reserva de capacidade.
No passado, a entidade era composta por empresas estatais; hoje, quase todas as associadas são empresas privadas com interesses distintos do que ocorria anteriormente. Ao Valor, Pereira diz que a reestruturação da entidade ocorre em momento em que se rediscute o papel das hidrelétricas no setor, a segurança do abastecimento e a transição energética.
“O modelo regulatório brasileiro foi estruturado com a predominância das hidrelétricas. Essas usinas representam cerca de 50% da capacidade instalada e com a expansão muito acentuada das eólicas e solares - as hidrelétricas garantiram a confiabilidade do sistema”, diz a executiva ao se referir à flexibilidade e serviços que usinas de energia prestam para garantir a estabilidade do sistema elétrico (serviços ancilares).
O pleito da entidade é que as usinas sejam remuneradas por estes serviços prestados ao setor. O Projeto de Lei 414 tratava da modernização do setor elétrico discutia o atributo das fontes. Entretanto, o MME abandonou o projeto, fato que causou decepção no setor. O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, prometeu apresentar ao Congresso nova proposta de reforma do setor, mas isso ainda não aconteceu.
Silveira também abriu confronto com as geradoras hidrelétricas ao proibir que o Brasil mantivesse a exportação para Argentina e Uruguai. O envio do excedente gerado pela hidrelétricas para os países vizinhos foi a medida encontrada para diminuir o desperdício de energia das usinas no Brasil. Empresas como Eletrobras, Copel, Cemig, Engie, AES Brasil, Itaipu, entre outras, se posicionaram a favor. O ministro rebateu dizendo que seria “irresponsável” colocar em risco a segurança energética do Brasil em favor de outros países.
“Abrir novamente essas discussões com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e com o ministério é importante e vai sempre existir”, diz.
A executiva também se posiciona contra subsídios. Hoje, as fontes renováveis intermitentes, como eólica e solar, têm prioridade no despacho, uma vez que não podem ser armazenadas. Isso faz com que a geração das hidrelétricas esteja abaixo do ideal não por problemas de hidrologia, mas pela preferência das fontes não convencionais e a geração distribuída.
Caso o Congresso decida manter essas benesses dadas a alguns segmentos, Pereira defende que todos os consumidores paguem, ou seja, clientes do mercado livre e do mercado regulado.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Ministro reúne o setor e promete retomar diálogo cobrado por associações

Encontro no MME teve reações positivas de lideranças que participaram da conversa com Silveira.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, recebeu as associações do setor elétrico para uma reunião nesta segunda-feira, 29 de janeiro, com um gesto que foi interpretado por executivos presentes como indício de uma nova fase no relacionamento da pasta com os agentes de mercado. Um dos pontos reforçados pelas lideranças que participaram do encontro foi a sinalização de diálogo com as entidades, na reorganização e na definição das políticas do setor.
Em nota, o ministério destacou a ênfase dada pelo ministro ao diálogo e à convergência entre os diferentes segmentos. Ele também tratou da questão das tarifas, afirmando que as mudanças passam necessariamente pela discussão da Conta de Desenvolvimento Energético. “O Brasil é solo fértil para investimentos, mas não podemos abrir mão da segurança energética e da modicidade tarifária”, disse Silveira, segundo a assessoria do MME.
O motivo principal da reunião foi a apresentação oficial do novo secretário-executivo, Arthur Valério, que substituiu Efrain Cruz. E uma das indicações que animou os convidados foi justamente a percepção de que o substituto de Cruz deve assumir o papel de coordenar essa interlocução com os segmentos, com um modus operandi diferente do antecessor.
“Como servidor público de muitos anos, ele vai contribuir muito para que se intensifique esse diálogo com o mercado, na construção deste novo momento que o ministro está inaugurando no Ministério de Minas e Energia para o setor elétrico brasileiro,” resumiu a presidente executiva da Associação Brasileira de Empresas de Geração de Energia Elétrica, Marisete Pereira.
Segundo relatos de outros participantes, o ministro fez um balanço das ações do governo na área de energia elétrica em 2023, destacando o primeiro ano de sua gestão como um ano de ajustes, e o atual como o de implementação do que foi ajustado. Um dos temas tratados na conversa com os executivos foi a renovação das concessões das distribuidoras, com Silveira reforçando a posição favorável à renovação, em vez da relicitação das outorgas. A prorrogação dos contratos seria feita sob determinadas condições, com índices mais adequados e uma revisão das cláusulas contratuais.
Ele prometeu ouvir o setor e deu um puxão de orelha na “não convergência” entre os agentes setoriais. Recebeu do presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico, Mário Menel, a agenda de consensos mínimos que o Fase conseguiu montar, com o assinatura de 20 das 32 entidades integrantes do grupo.
Para Menel, a reunião foi proveitosa e inaugura uma fase nova de relacionamento com o Ministério de Minas e Energia. “O diálogo é necessário e interessante, e isso o ministro nos prometeu. Prometeu que o secretário executivo vai se dedicar a ouvir as demandas de cada uma das associações bilateralmente, o que eu achei excepcional. Então eu estou otimista que 2024 vai ser um ano de realizações, de diálogo profícuo com o Ministério de Minas e Energia, porque, como disse o ministro, o setor elétrico está à beira do precipício. Nós estamos numa situação de insustentabilidade e precisamos reverter isso.”
O presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, Paulo Pedrosa, resumiu o encontro como muito positivo. Pedrosa disse que o ministro deu um recado de fortalecimento da equipe técnica dele, a partir do secretário, além de sinalizar a importância de o setor dialogar com a equipe. “O ministro mostrou na reunião um diagnóstico importante das dificuldades do setor. Ele chegou a usar palavras importantes, firmes sobre os problemas que o setor tem e a necessidade de avançar para corrigir alguns”, contou o executivo.
O presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, Rodrigo Sauaia, também ficou satisfeito com o resultado da reunião. Ele falou da promessa de diálogo e disse que a transição energética foi uma das prioridades apontadas pelo ministro, por ser uma grande oportunidade, inclusive, de o Brasil se posicionar do ponto de vista geopolítico no âmbito internacional.
“A visão dele é de ver o todo e decidir em cima do todo com apoio de profissionais altamente qualificados da sua equipe técnica. E, com isso nós saímos dessa reunião mais motivados para 2024 do que entramos. Então nesse sentido, pela ótica cada pessoa lá, foi uma reunião com um balanço positivo.”
Para a presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica, Élbia Gannoum a sinalização de abertura de diálogo com a indústria da energia elétrica é fundamental. A executiva também mencionou o ponto em que o ministro falou da importância de fortalecer as instituições e a governança do setor, além da busca por resgatar o equilíbrio do sistema elétrico brasileiro. “Nós tivemos a oportunidade aqui, enquanto associações, de nos colocar à disposição para o diálogo para o debate, e nós precisamos, sim, promover mudanças.”
A presidente executiva da Associação Brasileira do Biogás, Renata Isfer, considerou positivo o principal recado dado na reunião, que foi a indicação de retomada do diálogo com associações.
Marcos Madureira, presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, também destacou que está satisfeito com a visão do ministro de que é preciso continuar avançando numa transição energética com sustentabilidade e sem onerar o consumidor, com uma tarifa adequada e redução dos subsídios.
Mario Miranda, presidente da Associação Brasileira de Empresas de Transmissão de Energia Elétrica, afirmou que o ministro reconheceu o papel da transmissão na segurança energética. E Arthur Valério a necessidade de se ter um ambiente de respeito aos contratos, segurança jurídica e estabilidade regulatória.
Alexei Vivan, presidente da Associação Brasileira das Companhias de Energia Elétrica, reforçou a questão do diálogo, que, segundo ele, foi pouco em 2023. Um dos pontos que Vivan considerou positivo foi o posicionamento do secretário executivo, que prometeu entrar em contato para dialogar com cada associação presente.
“Em nossa opinião, o diálogo antes da tomada de decisão no SEB é muito importante, ainda mais quando se busca redução de tarifas, para evitar medidas populistas e repetir erros graves, como foi a MP 579, que desequilibrou o SEB, tem consequências drásticas até hoje ao consumidor e aos agentes do setor”, disse o executivo. Ele citou como exemplo de medidas preocupantes a proposta de alteração da governança da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, assim como o envio de uma medida provisória à Casa Civil para minimizar impactos nas tarifas de energia, sem que se conheça ou tenha sido debatido seu conteúdo.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - PCHs ajudam a diminuir as desigualdades locais e promovem a equidade entre homens e mulheres

Em países com baixos níveis de acesso à eletricidade, a implantação de PCHs demonstrou a capacidade de aliviar a carga de trabalho das mulheres e melhorar a qualidade de vida.
A Organização das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial – UNIDO (acrônimo em inglês), agência especializada da ONU dedicada a promover o desenvolvimento industrial sustentável e inclusivo em países em desenvolvimento, publicou o relatório intitulado “World Small Hydropower Development Report 2022” (Relatório Mundial de Desenvolvimento de Pequenas Centrais Hidrelétricas 2022), elaborado em conjunto com o Centro Internacional de Pequenas Centrais Hidrelétricas (ICSHP).
O relatório destaca que mais de 700 milhões de pessoas, equivalendo a 9,5% da população mundial, enfrentam a falta de acesso à eletricidade, especialmente em áreas rurais ou isoladas, intensificando consideravelmente as desigualdades sociais. Agravando essa situação, a pandemia de Covid-19 ampliou a vulnerabilidade de várias regiões e dificultou a implementação de iniciativas de sustentabilidade. Além disso, crises internacionais, como as guerras, contribuem para que empresas do setor de petróleo tenham suas ações valorizadas, enquanto observa-se uma queda nas companhias de fontes alternativas.
Porém, diante da realidade exposta, o relatório ressalta a relevância dos projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs. Quando planejados de maneira eficiente, esses projetos têm o potencial de proporcionar oportunidades significativas para o empoderamento de comunidades locais. Isso inclui grupos desfavorecidos, como mulheres, capacitando-as economicamente, contribuindo assim para o avanço em direção a uma maior igualdade e ampliação das oportunidades de desenvolvimento.
Em países com baixos níveis de acesso à eletricidade, a implantação de PCHs demonstrou a capacidade de aliviar a carga de trabalho das mulheres e melhorar a qualidade de vida, com a introdução de aparelhos elétricos para as tarefas domésticas e aprimoramento de atividades econômicas. Conforme aponta o relatório, o ganho de tempo”, proporcionado pelo uso de utensílios elétricos, pode trazer oportunidades e diversos benefícios como estudos, geração de renda e outras atividades produtivas.
Outro dado relevante é que o desenvolvimento de PCH proporciona oportunidades de emprego no próprio empreendimento, abrangendo desde funções técnicas e administrativas, até serviços menos especializados. É fato, também, que as PCHs frequentemente estão localizadas em regiões rurais ou remotas, gerando empregos em áreas onde, normalmente, há uma escassez de oportunidades de trabalho como um todo e, particularmente, para as mulheres.
Os empregos diretos podem assumir diversas durações, sendo de curto prazo durante a construção ou de médio e longo prazos, diretamente vinculados à gestão e operação dos empreendimentos. Um exemplo destacado no estudo ocorreu na Zâmbia, onde a empresa hidrelétrica de Zengamina criou 400 empregos locais durante a construção, com 40% dessas posições ocupadas por mulheres. Em outros projetos, essa porcentagem variou entre 25% e 30%. Em todos os casos, esses projetos se mostraram como um impulsionador para a inclusão das mulheres no mercado de trabalho.
No Brasil, um exemplo recente é o projeto de energia renovável da AES, que se tornou o primeiro parque eólico a operar 100% com força de trabalho feminina, cujas profissionais foram formadas pelo Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (SENAI), em uma parceria bem-sucedida com a empresa.
No relatório da UNIDO, o Brasil é mencionado em relação ao desenvolvimento social nas comunidades onde os empreendimentos são implantados. Os casos estudados revelaram impactos positivos, proporcionando oportunidades de emprego, aumentando o padrão na prestação de serviços, aprimorando a segurança e as condições educacionais, além de auxiliarem as comunidades a conquistarem maior autonomia, estimularam o comércio local e contribuíram consideravelmente para a melhoria da qualidade de vida.
Em relação ao aumento das oportunidades de trabalho, é relevante citar o avanço quantitativo da presença feminina de profissionais em projetos de energia renováveis na última década no Brasil. Nesse contexto, ANEEL conduziu um estudo sobre a equidade de gênero em 2023, cujos indicadores estão em fase de desenvolvimento para futura publicação. Os principais dados já estão disponíveis em vídeo, evidenciando a importância da inclusão e participação das mulheres nesse setor crucial para o desenvolvimento sustentável. Abaixo citamos alguns dados relevantes.
Apesar dos progressos na contratação de mulheres no setor elétrico, observa-se que ainda há amplo espaço para o desenvolvimento de oportunidades, visando alcançar uma participação equânime no setor. No estudo realizado pela ANEEL também foram levantadas as principais barreiras a contratação de mulheres: formação técnica: 72,12%; viés de gênero: 21,30%; sociais/históricas: 4,10%; e não tem barreira: 2,48%.
Verificou-se que a principal barreira para a participação das mulheres no setor é a capacitação técnica. Nesse sentido, iniciativas de parcerias com instituições de ensino, como a mencionada colaboração do SENAI, representam um caminho a ser perseguido na busca pela igualdade de gênero.
É relevante destacar o crescente aumento da conscientização por parte das empresas em promover ações de inclusão e diversidade, o que contribui para a redução da desigualdade. Além disso, é necessário buscar avançar com políticas públicas que incentivem e facilitem a participação das mulheres no setor de energia como um todo, especialmente em cargos técnicos e de liderança no âmbito de energia renovável. Essas medidas são fundamentais para promover um ambiente mais equitativo e impulsionar a diversidade no setor energético.
No Brasil há ainda um grande espaço para promover o crescimento da igualdade de gênero no setor de energia, incluindo a equidade salarial e oportunidades em todas as áreas de atuação do mercado de trabalho. Esse crescimento deve levar em consideração as contribuições dos projetos renováveis, incluindo as PCHs. Ampliar a implantação e a manutenção desses projetos pode ser um catalisador significativo para o avanço dessa equidade.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Cerca de 14,6 mil empresas vão migrar para o mercado livre de energia entre 2024 e 2025

Nova fase da abertura do mercado começou em janeiro de 2024 e 165 mil consumidores de média e alta tensão podem migrar para o mercado livre.
AAneel divulgou um panorama onde aponta que mais de 14,6 mil consumidores, majoritariamente empresas, já informaram às distribuidoras que vão migrar para o mercado livre de energia elétrica entre 2024 e 2025, processo conhecido como “denúncia do contrato”, segundo levantamento feito pela Abraceel.
Apenas em dezembro de 2023, mais de 1.700 novos consumidores decidiram migrar ao ambiente competitivo do mercado livre de energia, em busca de preços mais baixos, energia renovável e condições de fornecimento mais aderentes às próprias necessidades. Dos 14.623 consumidoresde energia que já decidiram migrar para o mercado livre de energia elétrica em 2024 e 2025, mais de 13,8 mil (94%) são consumidores de menor porte, com demanda menor de 500 kW, beneficiados pela Portaria 50/2022. Janeiro (2.942 consumidores) e o primeiro trimestre (5.430 consumidores) concentram boa parte do movimento de migração rumo ao mercado livre de energia.
Com a Portaria 50/2022, do Ministério de Minas e Energia, os consumidores do Grupo A, composto por aqueles que são atendidos em média e alta tensão, passaram a ter o direito de escolher o fornecedor de energia elétrica a partir de janeiro de 2024. Antes, apenas consumidores do Grupo A com demanda maior do que 500 kW, o equivalente a uma conta de luz de R$ 150 mil, estavam autorizados a migrar para o mercado livre de energia. Agora, os de menor porte, com conta acima de R$ 10 mil, passam a poder participar também do mercado livre de energia.
Segundo a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), essa nova fase da abertura do mercado de energia elétrica brasileiro, a maior da história, é muito positiva e beneficiará milhares de empresas que passarão a economizar com a compra de energia elétrica e poderão destinar os recursos economizados para investimentos na atividade produtiva e em pessoal, o que contribuirá para a geração de empregos, a desaceleração da inflação e o aumento da produtividade da economia nacional.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Diretor da Aneel defende novos protocolos para lidar com eventos extremos

Sandoval Feitosa participou de reunião em Porto Alegre (RS) para tratar da atuação das distribuidoras diante do impacto do ciclone que afetou o serviço de energia elétrica no estado.
O diretor- geral da Agência Nacional de Energia Elétrica , Sandoval Feitosa, defendeu durante reunião em Porto Alegre (RS) uma maior integração entre as distribuidoras e o poder público, para amenizar os impactos de eventos climáticos extremos no fornecimento de energia elétrica. Feitosa disse que é preciso criar novos protocolos de comunicação entre os entes envolvidos e garantiu que a Aneel está apurando responsabilidades, para avaliar se houve falha na recomposição do serviço e no procedimento das concessionárias.
O encontro com o governador Eduardo Leite aconteceu na manhã de quarta-feira, 24 de janeiro, e teve a participação de prefeitos, de representantes da agência reguladora estadual (Agergs) e de distribuidoras, além da Secretaria de Meio Ambiente do Estado e da Defesa Civil.
A agência apresentou um balanço do trabalho de fiscalização sobre a atuação das distribuidoras na religação da energia para os consumidores afetados, em razão do ciclone do ultimo dia 16 e de outros eventos climáticos ocorridos no estado no ano passado.
Dados apresentados pela Aneel mostram que nos últimos cinco anos foram instaurados processos de fiscalização no Rio Grande do Sul, com aplicação de multas da ordem de R$ 207 milhões. Além disso, a agencia alterou recentemente as regras de compensação aos consumidores que tiverem interrupção no fornecimento de energia, aumentando os valores a serem pagos pelas distribuidoras aos que forem mais prejudicados. De janeiro a novembro de 2023, o ressarcimento diretor ao consumidor gaúcho por falta de energia chegou a R$ 72 milhões.
O tratamento dos impactos de eventos provocados pelas mudanças climáticas nas redes de transmissão e de distribuição é um dos temas prioritários da agenda regulatória da Aneel.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - AIE: Em 3 anos, fontes limpas deverão cobrir toda a demanda adicional do mundo

De acordo com relatório, produção recorde por fontes de baixas emissões, deverá reduzir o papel dos combustíveis fósseis no fornecimento de energia a residências e empresas.
Novo relatório da Agência Internacional de Energia denominado ‘Eletricidade 2024’ mostra que a procura global de eletricidade crescerá a um ritmo mais rápido nos próximos três anos, à medida que a transição para a energia limpa ganha velocidade e a procura adicional prevista sendo suprida por tecnologias que produzem eletricidade com baixas emissões. O relatório conclui que, embora o crescimento global da procura de eletricidade tenha diminuído para 2,2% em 2023 devido à queda no consumo de energia nas economias avançadas, a previsão é de aumento para uma média de 3,4% de 2024 a 2026. Espera-se que cerca de 85% do aumento na procura mundial de eletricidade até 2026 venha de fora das economias avançadas – principalmente China, Índia e países do Sudeste Asiático.
Porém, a produção recorde a partir de fontes de baixas emissões, deverá reduzir o papel dos combustíveis fósseis no fornecimento de energia a residências e empresas. A estimativa é que as fontes de baixas emissões representem quase metade da produção mundial de eletricidade até 2026, acima da percentagem de pouco menos de 40% em 2023.
De acordo com o relatório, as renováveis deverão representar mais de um terço da produção total de eletricidade até o início de 2025, ultrapassando o carvão. Até lá, também está previsto que a produção de energia nuclear atinja um máximo histórico a nível mundial, à medida que a produção da França aumenta, várias centrais no Japão voltam a funcionar e novos reatores niciam operações na China, Índia, Coreia e na Europa. Quando o percentual de combustíveis fósseis na produção global ficar abaixo dos 60%, será a primeira vez que esse número será inferior em 50 anos de registros da AIE.
Segundo o diretor-executivo da AIE, Fatih Birol, é encorajador que o rápido crescimento das energias renováveis e uma expansão constante da energia nuclear estejam juntos no caminho certo para corresponder a todo o aumento da procura global de energia durante os próximos três anos.
O relatório também conclui que o aumento da produção de eletricidade a partir de renováveis e da energia nuclear parece estar empurrando as emissões do setor para um declínio estrutural. A previsão é que as emissões globais provenientes da produção de eletricidade diminuam 2,4% em 2024, seguidas de quedas menores em 2025 e 2026. A eletricidade representou 20% do consumo final de energia em 2023, contra 18% em 2015, embora o cumprimento da metas climáticas mundiais exija que a eletrificação avance significativamente mais rápido nos próximos anos.
Os preços foram geralmente mais baixos em 2023 do que em 2022. Na Europa, diminuíram em média mais de 50% em 2023, depois de terem atingido máximos recordes em 2022, após a invasão da Ucrânia pela Rússia. No entanto, os preços na Europa no ano passado ainda eram mais do dobro dos níveis anteriores à Covid, enquanto os preços nos EUA eram cerca de 15% mais altos que em 2019. A procura de eletricidade na União Europeia diminuiu pelo segundo ano consecutivo em 2023, e a expectativa é que não volte aos níveis observados antes da crise energética global antes de 2026, no mínimo.
Por região, a África continua a ser uma situação atípica nas tendências da procura de eletricidade, segundo o relatório. Embora o consumo de energia per capita na Índia e no Sudeste Asiático tenha aumentado rapidamente, tem estado efetivamente estagnado na África há mais de três décadas.
Embora a procura de eletricidade na Europa e nos EUA tenha diminuído em 2023, muitas economias emergentes registaram um crescimento robusto que deverá continuar até 2026 em resposta ao aumento da população e à industrialização. Durante o período da perspectiva, espera-se que a China seja responsável pela maior parte do aumento global em termos de volume, mesmo que o seu crescimento econômico recue e se torne menos dependente da indústria pesada. A Índia deverá ver a demanda aumentar mais rapidamente entre as principais economias.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Governo vai notificar todas concessionárias de energia do país para saber como se preparam para eventos climáticos extremos

Secretário Nacional do Consumidor diz que Enel e Light já foram intimadas a prestar informações.
As mais de 50 concessionárias de energia elétrica do país terão que apresentar ao governo federal seus planos de contingência para eventos climáticos extremos. As notificações começarão a ser feitas na próxima semana pela Secretaria Nacional do Consumidor (Senacon), órgão do Ministério da Justiça e Segurança Pública.
Depois do caos provocado pelas interrupções de fornecimento de energia após tempestades no Rio de Janeiro, em São Paulo e no Rio Grande do Sul, a ideia é se antecipar aos problemas e exigir das empresas que informem as estratégias para minimizar o impacto desses eventos no serviço ao consumidor.
- É uma ação preventiva, queremos saber se elas estão preparadas para a gravidade dos eventos climáticos que todos já sabem que tendem a ser cada vez mais extremos daqui para frente - diz Wadih Damous, secretário Nacional do Consumidor.
Enel e Light já foram notificadas, e ainda esta semana, a Equatorial, que presta serviço no Rio Grande do Sul, também será intimada pela Senacon a prestar informações. - No caso dessas empresas, além do plano de contingência, estão sendo exigidas respostas para os problemas relatados pelos consumidores como a demora no reestabelecimento da energia - explica Damous.
O secretário antecipa que está marcada para a próxima semana uma reunião com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para tratar do tema. A ideia, diz ele, é trabalhar em conjunto com a agência reguladora para garantir um melhor serviço para o consumidor de energia. As reclamações sobre corte de energia à Aneel cresceram 40%, de 2022 para 2023.
Em nota, a Light informou ter se reunido com Damous, e o diretor executivo do Procon Carioca, Igor Costa, para conversar sobre o serviço de distribuição de energia na Ilha do Governador. A empresa informou que não há clientes sem energia por controle de carga, na Ilha, desde o dia 19. A companhia informa que "as obras e construções de três novas linhas de distribuição de energia para atender a região estão em curso e ocorrendo conforme o previsto, o que vai aumentar a qualidade do fornecimento.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Mercado livre de energia: abertura para cliente residencial é debate inevitável, dizem especialistas

Avaliação, feita em debate promovido pelo Estadão, é que forma de enfrentar as distorções de preços existente entre o mercado livre e o regulado é permitir que todos possam migrar para o modelo livre.
A possibilidade de que todos os consumidores possam escolher seu fornecedor de energia elétrica, negociando preços e condições no chamado “mercado livre de energia”, é um debate eventualmente, resistência do governo federal. Essa é a opinião de especialistas que participaram nesta terça-feira, 23, de um debate sobre o tema promovido pelo Estadão.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva tem feito críticas ao desequilíbrio de preços entre o mercado livre, no qual há essa opção de negociação (atualmente limitada a empresas com gasto médio de R$ 10 mil com energia), e o mercado regulado, onde são atendidos os consumidores residenciais e pequenos comércios pelas distribuidoras. A avaliação de membros do governo é que esse modelo acaba beneficiando consumidores mais ricos.
Para o gerente de risco e estratégia da Enel Brasil, Leonardo Sant’Anna, uma forma de enfrentar as distorções existentes entre o mercado regulado e o livre é justamente permitir que os consumidores possam migrar para o mercado livre.
“Uma antítese para essa questão é justamente permitir e dar ao consumidor o maior poder que ele tem, que é da escolha de ser um consumidor com diversos ofertantes, e isso vai trazer igualdade para o mercado, vai dirimir essas preocupações de distorções com sobrecustos”, disse.
“O governo é sensível à opinião popular, todo governo é. Então eu acredito que, independente de uma visão de mundo mais para um lado que para o outro, é uma questão pragmática a abertura de mercado, porque ela já está acontecendo”, disse o sócio e diretor da Thymos Energia, Alexandre Viana, durante o evento.
Para ele, diante da abertura que já está acontecendo neste ano - quando todos os consumidores atendidos em alta tensão foram autorizados a comprar energia elétrica no mercado livre de energia -, esse debate tende a ganhar força. Para o vice-presidente de estratégia e comunicação da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), Bernardo Sicsú, o mercado livre “não é culpado” pelas distorções existentes entre o preço de energia neste ambiente de contratação frente às tarifas das distribuidoras, e o debate sobre a ampliação deste mercado é “inevitável”.
“Realmente, quando a gente olha os números, eles não mentem. As tarifas têm aumentado muito nos últimos anos, muito acima do mercado livre de energia”, admite. Ele pondera, no entanto, que isso se deve à alocação “indevida”, na visão dele, de riscos neste mercado, e cita que o presidente tem feito essas declarações na esteira do reajuste previsto para o Amapá, no qual a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) calculou um aumento médio de 44,41% na conta de energia elétrica.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou, no fim do ano passado, que uma medida provisória trataria desse tema. Mas, até o momento, a questão não avançou.
Fonte e Imagem: Estadão.

// - Mercado livre de energia: abertura para cliente residencial é debate inevitável, dizem especialistas

Avaliação, feita em debate promovido pelo Estadão, é que forma de enfrentar as distorções de preços existente entre o mercado livre e o regulado é permitir que todos possam migrar para o modelo livre.
A possibilidade de que todos os consumidores possam escolher seu fornecedor de energia elétrica, negociando preços e condições no chamado “mercado livre de energia”, é um debate eventualmente, resistência do governo federal. Essa é a opinião de especialistas que participaram nesta terça-feira, 23, de um debate sobre o tema promovido pelo Estadão.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva tem feito críticas ao desequilíbrio de preços entre o mercado livre, no qual há essa opção de negociação (atualmente limitada a empresas com gasto médio de R$ 10 mil com energia), e o mercado regulado, onde são atendidos os consumidores residenciais e pequenos comércios pelas distribuidoras. A avaliação de membros do governo é que esse modelo acaba beneficiando consumidores mais ricos.
Para o gerente de risco e estratégia da Enel Brasil, Leonardo Sant’Anna, uma forma de enfrentar as distorções existentes entre o mercado regulado e o livre é justamente permitir que os consumidores possam migrar para o mercado livre.
“Uma antítese para essa questão é justamente permitir e dar ao consumidor o maior poder que ele tem, que é da escolha de ser um consumidor com diversos ofertantes, e isso vai trazer igualdade para o mercado, vai dirimir essas preocupações de distorções com sobrecustos”, disse.
“O governo é sensível à opinião popular, todo governo é. Então eu acredito que, independente de uma visão de mundo mais para um lado que para o outro, é uma questão pragmática a abertura de mercado, porque ela já está acontecendo”, disse o sócio e diretor da Thymos Energia, Alexandre Viana, durante o evento.
Para ele, diante da abertura que já está acontecendo neste ano - quando todos os consumidores atendidos em alta tensão foram autorizados a comprar energia elétrica no mercado livre de energia -, esse debate tende a ganhar força. Para o vice-presidente de estratégia e comunicação da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), Bernardo Sicsú, o mercado livre “não é culpado” pelas distorções existentes entre o preço de energia neste ambiente de contratação frente às tarifas das distribuidoras, e o debate sobre a ampliação deste mercado é “inevitável”.
“Realmente, quando a gente olha os números, eles não mentem. As tarifas têm aumentado muito nos últimos anos, muito acima do mercado livre de energia”, admite. Ele pondera, no entanto, que isso se deve à alocação “indevida”, na visão dele, de riscos neste mercado, e cita que o presidente tem feito essas declarações na esteira do reajuste previsto para o Amapá, no qual a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) calculou um aumento médio de 44,41% na conta de energia elétrica.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou, no fim do ano passado, que uma medida provisória trataria desse tema. Mas, até o momento, a questão não avançou.
Fonte e Imagem: Estadão.

// - ANEEL DIZ ESTAR JUNTO COM ESTADOS, PREFEITURAS E GOVERNO PARA ENFRENTAR ADVERSIDADE CLIMÁTICA

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, afirmou que o órgão regulador está, junto com governos estaduais, prefeituras e governo federal, buscando integração total para enfrentar adversidades climáticas. Nos últimos vezes, eventos climáticos afetaram o fornecimento de energia elétrica em diversos Estados brasileiros.
"Neste momento, a Aneel está junto com os governos dos Estados, prefeituras e governo federal buscando adversidades climáticas, seja no estabelecimento de novos protocolos, ações emergenciais para atendimento do consumidor, como também uma preparação regulatória para os novos desafios climáticos que se apresentam", afirmou Feitosa na abertura da primeira reunião da diretoria colegiada de 2024.
Em sua fala de abertura, o diretor-geral ressaltou alguns dados registrados no setor elétrico no ano passado. Feitosa citou os leilões de transmissão realizados em 2023 e a expansão de 10,3 gigawatts (GW) na geração de energia, puxada principalmente por fontes limpas e renováveis, que somam mais de 80% do total da matriz elétrica brasileira. "Representa a maior marca anual desde o início da medição em 1997, quando a agência foi criada." E disse: "Esse desempenho, em conjunto com fiscalização e debate com a sociedade, é fundamental para enfrentamos os fenômenos climáticos registrados em diferentes partes do País e que prejudicam o atendimento aos consumidores de energia elétrica."
Feitosa ressaltou ainda a realização de leilões de transmissão nos próximos meses e a publicação da agenda regulatória da Aneel para os anos de 2024-2025, que se alicerça em ações para a transição energética e avança nas discussões sobre os impactos das mudanças climáticas e inovações tecnológicas para o setor. "O trabalho integrado da além, claro, com os consumidores, Ministério de Minas e Energia, Congresso Nacional e diversos segmentos do setor."
Fonte e Imagem: Broadcast - Estadão.

// - Geração própria de energia solar ultrapassa 26 GW e atende mais de 3 milhões de unidades

Associação informou que existem 2,3 milhões de sistemas solares fotovoltaicos no país.
A geração própria de energia solar acaba de ultrapassar a marca de 26 gigawatts (GW) de potência instalada em residências, comércios, indústrias, propriedades rurais e prédios públicos no Brasil, com mais de 3,3 milhões de unidades consumidoras atendidas pela tecnologia, informou a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar).
Segundo mapeamento da entidade, o país possui mais de 2,3 milhões de sistemas solares fotovoltaicos instalados em telhados, fachadas e pequenos terrenos.
Desde 2012, foram cerca de R$ 130,7 bilhões em novos investimentos, que geraram mais de 780,1 mil empregos acumulados no período, espalhados em todas as regiões do Brasil, e representam uma arrecadação aos cofres públicos de R$ 39,2 bilhões.
Ao calcular os custos e benefícios da chamada geração distribuída, estudo recente da consultoria especializada Volt Robotics, encomendado pela Absolar, concluiu que a economia líquida na conta de luz de todos os brasileiros será de mais de R$ 84,9 bilhões até 2031.
De acordo com o estudo, os benefícios líquidos da geração distribuída equivalem a um valor médio de R$ 403,9 por megawatt-hora (MWh) na estrutura do sistema elétrico nacional, ante a uma tarifa média residencial calculada pela Agência Nacional de Energia Elétrica de R$ 729 por MWh.
O objetivo do estudo foi calcular os custos e benefícios da microgeração e da minigeração distribuída, segundo o artigo 17 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, que estabeleceu o marco legal do segmento.
Para Ronaldo Koloszuk, presidente do Conselho de Administração da Absolar, com a energia solar, o País pode, em pouco tempo, tornar a matriz elétrica brasileira ainda mais limpa e renovável.
“Embora as 3,3 milhões de unidades consumidoras abastecidas com energia solar distribuída sejam motivo de comemoração, há ainda muito espaço para crescer, já que o Brasil possui cerca de 92,4 milhões de unidades consumidoras de energia elétrica no mercado cativo”, avaliou, dando como exemplo a Austrália, que por meio de políticas públicas incentivou a fonte solar, que hoje já representa 30% de toda a geração de energia daquele país.
No Brasil, a fonte solar varia de acordo com a sazonalidade e no domingo, 21, representava cerca de 10% da geração diária de energia elétrica, superando as fontes eólica e a nuclear.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Geração,transmissão e distribuição lideram investimentos no país

Empresas chinesas são responsáveis pelos maiores projetos no Brasil nos últimos anos e avançam em usinas a partir de fontes renováveis.
O setor de energia é o carro-chefe dos investimentos chineses no Brasil, e recentes movimentações indicam que há uma nova agenda direcionando os recursos nesta década, com foco em carros elétricos e metais raros, duas variáveis que ganham importância com a transição energética. Entre 2007 e 2022, empresas chinesas investiram US$ 71,6 bilhões no Brasil, com o setor de eletricidade absorvendo 45,5% do volume aplicado, seguido pelas áreas de extração de petróleo (30,4%), conforme os dados mais recentes do Conselho Empresarial Brasil-China.
As áreas de geração, transmissão e distribuição de eletricidade receberam US$ 32,5 bilhões do total de recursos vindos do país asiático entre 2007 e 2022. Três estatais centrais chinesas - State Grid, China Three Gorges e State Power Investment Corporation (SPIC) - foram as responsáveis pelos maiores projetos no Brasil. Recentes anúncios apontam que o setor de eletricidade continuará impulsionando os investimentos chineses por aqui.
Em dezembro, o governo federal realizou o maior leilão de transmissão de energia da história. Foram leiloados R$ 21,7 bilhões em linhas de transmissão com a licitação de 4.471 km que irão passar pelos Estados de Goiás, Maranhão, Minas Gerais, São Paulo e Tocantins. A grande vencedora foi a State Grid, que arrematou o maior lote já licitado em termos de previsão de investimento: o valor esperado é de R$ 18,1 bilhões.
Esse lote é composto por linhas de transmissão em ultra-alta tensão corrente contínua (UATCC), com extensão de 1.513 quilômetros e localizadas nos Estados do Maranhão, Tocantins e Goiás. Ainda inclui a construção das subestações. As obras visam a aumentar a capacidade de interligação entre as regiões Nordeste e Centro-Oeste para escoamento dos excedentes de energia gerada na região Nordeste. O prazo para a conclusão do empreendimento é de 72 meses.
A tecnologia de UATCC vem sendo liderada no mundo pelos chineses, que têm investido em transmissão para escoar a energia de renováveis no país. Na década passada, a State Grid encabeçou a montagem da primeira linha do tipo, que escoa a energia da usina hidrelétrica de Belo Monte, no Pará (11.233 MW), aos grandes centros brasileiros de consumo de energia.
O Brasil poderá ainda licitar mais uma linha de transmissão de ultratensão até 2026. O avanço das fontes renováveis variáveis, com usinas solares e eólicas, tem levado ao aumento de expansão de linhas de transmissão. No leilão de dezembro, o presidente da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), Thiago Prado, disse que o governo estuda um novo leilão para a construção de um segundo bipolo de transmissão que escoe energia do Nordeste para o Sudeste. “Esse leilão poderia ser para 2025 ou 2026, mas está em estudo, assim como a tecnologia que pode ser empregada”, afirmou o presidente da EPE, órgão estatal de planejamento.
Em geração, as companhias estão olhando a diversificação da matriz e a abertura do mercado livre de energia. Desde janeiro, todas as indústrias ligadas à alta tensão têm a possibilidade de migrar para o mercado livre. Isso poderá fazer com que a fatia destinada ao segmento pule de 39% da carga do país para 48%, de acordo com dados das comercializadoras, o que mostra o potencial de negócios.
Com presença de dez anos no Brasil, desde 2013, a CTG iniciou investimentos no país a partir da aquisição de participação acionária em três hidrelétricas da EDP no país: Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, no Amapá, e São Manoel, no Mato Grosso. Em 2016, adquiriu as idrelétricas da Duke Energy, se tornando um dos principais players privados de geração.
Gradualmente, com a mudança da matriz elétrica brasileira devido ao avanço das fontes eólica e solar, a CTG também começou a investir em renováveis, buscando diversificação em um momento em que o setor elétrico começa a assistir à maior abertura de sua história. A empresa trabalha em dois grandes projetos: Complexo Eólico Serra da Palmeira, na Paraíba, com 648 MW, e o Complexo Solar Arinos, em Minas Gerais, com 410 MWp.
Com ativos que somam mais de 3 GW no Brasil, a SPIC também tem diversificado sua operação no Brasil. A companhia opera a usina hidrelétrica São Simão, na divisa de Minas Gerais e Goiás, e dois parques eólicos e detém participação no maior complexo de gás natural da América Latina, o GNA (Gás Natural Açu), localizado em São João da Barra (RJ).
Em dezembro, a empresa anunciou a conclusão de emissão de notas comerciais no montante de R$ 1,3 bilhão, recursos que serão direcionados para a conclusão dos seus primeiros parques de energia solar no Brasil: os complexos solares de Panati, na cidade de Jaguaretama (CE), e de Marangatu, em Brasileira (PI). Juntos, eles totalizam 738 MWp de capacidade instalada e representam a entrada da companhia na geração de energia de fonte solar no Brasil. Atualmente, os projetos da companhia se encontram em fase final das obras, com início das operações previsto para o primeiro semestre de 2024.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - O impacto da geração distribuída nas concessões de distribuição de energia

Aumento da conta do consumidor regulado, espiral da morte e problemas para até mesmo os consumidores com GD, estes são alguns dos impactos do aumento dos sistemas que pode ter consequências catastróficas, pois sem redes de distribuição não há GD.
O crescimento da geração distribuída no Brasil surpreendeu desde os céticos até os mais entusiastas. Foram tantos projetos de geração adicionados ao sistema que nem mesmo o mais preciso exercício de futurologia seria capaz de prever. Porém, o mais surpreende – que, como dizem os ingleses, no one saw it coming – são os efeitos causados pelo incremento da GD no setor elétrico brasileiro. Diferentemente do esperado, e rompendo com premissas básicas da macroeconomia, o aumento da geração de energia levou ao aumento do preço da energia para os consumidores cativos das distribuidoras de energia. Para além disso, este fenômeno vem causando severos impactos nas concessões de distribuição de energia, com sérios riscos sistêmicos que ameaçam a viabilidade do serviço público subjacente a estes módulos concessórios. O presente artigo pretende, de maneira sucinta, endereçar alguns desses riscos e os seus respectivos impactos.
A geração distribuída, também conhecida como “GD”, compreende a geração de energia no próprio local de consumo desta ou próximo a ele. Trata-se de modelo de descentralização da geração de energia, o qual emprega geradores de menor porte, por intermédio da qual o excedente de energia elétrica gerado por unidade consumidora de titularidade de um consumidor-gerador, pessoa física ou jurídica (notadamente empreendimentos que se valem da energia solar, como fonte de energia), é compensado ou creditado pela mesma unidade, no âmbito do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE).
A lógica por trás da GD é a de capilarizar a geração de energia e torná-la mais próxima do consumidor. Ou seja, permite-se a geração de energia em diversos locais distintos. Tal modalidade de geração pode ser empreendida por consumidores, os quais buscam reduzir o valor de suas tarifas, inserindo no sistema a energia por si gerada. É o caso, por exemplo, do consumidor que instala painéis fotovoltaicos no telhado de sua casa para se beneficiar da energia gerada. Uma vez produzida a energia através da geração distribuída, o consumidor-gerador se utiliza desta através do autoconsumo local, sendo que o excedente de energia gerada é injetado no sistema de distribuição. Possibilita-se, assim, que outras unidades consumidoras de titularidade do mesmo consumidor-gerador possam usufruir desta energia através da chamada geração remota e também que o consumidor-gerador se valha de créditos para a compensação de sua fatura de consumo mensal.
Por meio da Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL, a Geração Distribuída tornou-se amplamente acessível à sociedade. Segundo Vitor Rhein Schirato e Felipe de Almeida Ribeiro Campos[3], a REN nº 482 “introduziu um regime especial de consumo porque possibilitou à classe de consumidores regulados dos pequenos geradores distribuídos, exclusivamente, por meio do SCEE, o abatimento no valor cobrado pela energia elétrica consumida, em sua fatura, do valor correspondente de energia elétrica gerada por suas pequenas centrais geradoras.” Ainda, de acordo com os autores, a resolução inaugurou um “novo regime jurídico de geração de energia elétrica no Brasil, uma vez que os pequenos geradores distribuídos foram autorizados a gerar energia elétrica sem a necessidade de um título jurídico habilitante (concessão, permissão ou autorização), bastando que fizessem a solicitação de conexão da central geradora à distribuidora e cumprissem os demais requisitos regulamentares.” Desde então, percebeu-se um crescimento desenfreado desta modalidade de geração de energia. Após a publicação da Resolução supramencionada, tal normativo foi alterado em quatro oportunidades distintas, por intermédio das Resoluções Normativas da ANEEL nº 517/2012, nº 687/2015, nº 786/2017 e nº 1.000/2021. Isso se deu em razão do flagrante crescimento da GD e das novas necessidades de regulamentação e reforma das normas então vigentes.
A geração distribuída teve a sua mais recente normatização através da edição da Lei nº 14.300/2022, que entrou em vigor em 6 de janeiro de 2022. Referido diploma passou a regulamentar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), através do qual as unidades consumidoras com micro ou minigeração distribuída injetam energia no sistema de distribuição, fazendo jus à posterior compensação com o consumo de energia ou contabilização de crédito de energia futura. A respeito do tema, Schirato e Campos[4] pontuam que o Sistema de Compensação de Energia Elétrica ou SCEE “é o que possibilita aos consumidores do mercado regulado (que compram energia diretamente da distribuidora) com mini e/ou microgeração distribuída compensarem, em sua fatura de energia elétrica, o valor a ser pago pela quantidade de energia elétrica consumida da rede de distribuição com a quantidade de energia elétrica injetada a partir da central geradora. Dessa forma, a energia elétrica injetada na rede de distribuição é cedida a título de empréstimo gratuito à distribuidora, devendo esta compensar o consumidor-gerador com o abatimento do valor cobrado pela energia consumida da rede de distribuição no mesmo ciclo de faturamento ou nos ciclos de faturamento subsequentes.”
Ocorre que a geração distribuída vem crescendo de maneira mais acelerada do que a própria ANEEL é capaz de regular. Segundo informações do Painel de Monitoramento de Geração de Energia da ANEEL[5], no final do ano de 2017, a totalidade de usinas de GD conectadas ao Sistema Interligado Nacional (“SIN”) somava 0,24 GW de potência instalada. Ao final de 2023, a GD somou 25,9 GW de potência instalada, com 2,2 milhões de usinas conectadas ao SIN. Hoje, a capacidade instalada de geração distribuída no Brasil é superior a das usinas de Itaipu e Belo Monte juntas. A evolução da GD no Brasil pode ser melhor compreendida através do gráfico abaixo:
O aumento da geração distribuída verificado no período é de mais de dez mil por cento (10.691%), ao longo de apenas seis anos. Somente no ano de 2022, a quantidade de potência instalada de GD adicionada ao sistema foi de 8,3 GW, praticamente idêntica à potência instalada de toda a UHE Tucuruí (8,5 GW), que é a segunda maior usina geradora de energia no Brasil.
Verifica-se também uma sutil queda de potência instalada no ano de 2023 em relação ao ano de 2022. Isto se deve, possivelmente, ao fato de a Lei nº 14.300/2022 ter estabelecido, em seu art. 26, inciso II, que os novos projetos de micro e minigeração distribuída com protocolos de solicitação de acesso posteriores à data de 7 de janeiro de 2023 estarão sujeitos à redução progressiva dos subsídios tarifários, na forma prevista pelo art. 27 da referida lei. Esta circunstância gerou uma corrida desenfreada por solicitações de acesso, que levou ao cadastramento de uma quantidade de projetos de GD equivalente a duas usinas de Itaipu, no período de apenas três meses[6]. Foram protocoladas 486,6 mil solicitações de acesso de projetos de GD, totalizando 32,2 GW de potência instalada, no período de outubro de 2022 até 7 de janeiro de 2023. Todavia, mesmo com a redução de subsídios imposta pela Lei nº 14.300/2022, a quantidade de projetos de GD conectados ao sistema no ano de 2023 continuou sendo descomunal. Foram 633.420 usinas conectadas ao SIN, com potência instalada total de 7,5 GW.
O problema é que as previsões para o futuro não são de dias melhores. Há algumas semanas, o Operador Nacional do Sistema (“ONS”) divulgou o sumário executivo do Plano de Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (“PAR-PEL”) de 2023. Neste documento, o ONS apontou que em dezembro de 2023 as fontes solar (GD e centralizada) e eólica totalizaram 64,7 GW de potência instalada, o que corresponde a 30,2% da matriz energética do país. Já a previsão para dezembro de 2027 é de que estas fontes totalizem 122,4 GW de potência instalada. Considerando que a capacidade instalada total do parque gerador nacional projetada para o ano de 2027 será de 281,5 GW, as usinas solares e eólicas representarão mais de 44% da nossa matriz energética. O grande problema reside no fato de que a previsão de carga (i.e., consumo de energia) para o ano de 2027 é de apenas 110,9 GW, ou seja, menos da metade potência instalada projetada. Teremos uma capacidade instalada de 281,5 GW para consumirmos apenas 39% de toda essa energia. É um fenômeno assombroso e sem precedente na história. Além da ocorrência de uma geração vertida de todas as fontes (i.e., energia desperdiçada), o excesso de geração não reduzirá o valor da energia do consumidor cativo. Pelo contrário, a tendência é que a sobreoferta aumente o preço da tarifa paga por consumidores comuns das distribuidoras de energia. O efeito negativo do excesso de geração de fontes incentivadas, sobre o preço da tarifa de energia, é apontado com clareza por Edvaldo Santana[7], ex-Diretor da ANEEL, em recente artigo publicado pelo jornal O Globo: “(…) o sistema elétrico tem uma condição essencial para funcionar: a geração, a cada milésimo de segundo, precisa ser igual ao consumo. Como a capacidade de gerar, atualmente, é muito maior que o consumo, usinas ficarão sem produzir ou gerar. As usinas não geram quando nem quanto querem, mas para atender a uma ordem do ONS, que equilibra instantaneamente oferta e demanda. Só que fazem contratos de venda de energia com distribuidoras e grandes consumidores. Se não gerarem, terão de comprar energia (de quem gerou) para honrar esses contratos. Essa transação pode ter custo elevadíssimo. E, como não foi a usina a causadora do problema, exigirá ressarcimento do poder concedente, que ‘distribuiu’ uma quantidade exagerada de outorgas. O consumidor pagará a conta, como pagou às hidrelétricas, eólicas e solares que ficaram impedidas de gerar.”
Fica evidente o avanço desenfreado da GD, que aumenta vertiginosamente mês a mês. Porém, deve-se ter em mente os limites do sistema de distribuição e a capacidade de absorção da energia gerada pela GD. É dizer, as investidas desordenadas dos geradores, sem a realização de uma coordenação regulatória, estão produzindo um cenário de escassez de infraestruturas que possam ser compartilhadas, sem prejuízo da segurança energética e da oneração da maior parte dos usuários do sistema de distribuição.
A problemática reside no fato de que a conexão de novos empreendimentos de geração distribuída no sistema de distribuição é responsável por uma série de repercussões nas concessões de distribuição de energia. Os impactos verificados possuem causas diversas. Todavia, em que pese decorram de causas diferentes, os seus efeitos acometem o mesmo ponto: o equilíbrio econômico-financeiro das concessões.
O primeiro impacto verificado decorre da existência de intenso subsídio concedido aos empreendimentos de geração distribuída. Inicialmente, quando publicada a Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL, os projetos de GD contavam com isenção de toda a Tarifa de Energia (TE), composta pela energia em si e pelos encargos incidentes, e toda a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), composta pelos custos de transmissão do fio a e do fio b, encargos e perdas de energia. Segundo estimativa da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (ABRADEE), o custo deste subsídio no ano de 2023 é de aproximadamente R$ 6,8 bilhões. A projeção da associação é de que até o ano de 2045 o valor total chegue à cifra de R$ 201 bilhões. A despesa causada pelo subsídio à GD é transferida para os consumidores cativos das concessionárias de distribuição de energia. Logo, o custo da geração distribuída é absorvido pelos consumidores “comuns”, que não fazem uso desta forma de geração de energia.
O segundo impacto causado pela geração distribuída está relacionado ao custo de expansão do sistema de distribuição de energia para acomodar a crescente e descoordenada demanda por novas conexões. O problema é que o sistema de distribuição de energia é um recurso escasso, de forma que nem sempre o sistema possui capacidade para novas conexões e, sobretudo, para injeção de mais carga. Quando o sistema se encontra saturado (em decorrência da inviabilidade técnica da absorção de novos pedidos de acesso), a distribuidora terá de realizar novos investimentos na construção de subestações de energia.
Como se sabe, recai sobre as concessionárias de distribuição de energia elétrica uma infinidade de pedidos de acesso ao sistema de distribuição. Em um cenário de limitação dos recursos e da própria escassez física do sistema, é natural que não se tenha condições de atender imediatamente a todas as solicitações formuladas por agentes de geração distribuída. Seja do ponto de vista técnico-operacional, seja do ponto de vista econômico-financeiro. O sistema de distribuição possui limitações que devem ser observadas, sob pena de colapsá-lo, inviabilizando o seu funcionamento e deixando os consumidores “no escuro”. Isso se dá pela indisponibilidade de novas subestações, essenciais à distribuição por evitar a perda excessiva de energia durante o longo percurso e permitindo a redução de tensão para o uso urbano. Assim é que, se não há subestações disponíveis ou suficientes, não é possível conceder mais acessos ao sistema, sob pena de colapsá-lo. Justamente para se evitar qualquer risco de colapso da rede de distribuição, as concessionárias de distribuição de energia têm adotado a cautela de encaminhar ofícios ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), solicitando a emissão de pareceres acerca do impacto das conexões de micro e minigeradores na rede básica de fronteira, na forma disposta pelo art. 75 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021. De modo geral, o posicionamento técnico do ONS tem sido no sentido de apontar inúmeras restrições às solicitações de acesso, devido ao esgotamento da rede básica de fronteira, que não possui solução estrutural previamente definida. A situação não pode ter a sua interpretação divorciada da teoria das essential facilities, que teve suas bases fixadas no caso MCI Communications Corp. vs. AT&T[8], julgado pela Corte de Apelação do Sétimo Circuito da Justiça Federal dos EUA. Como sintetiza Alexandre Wagner Nester[9], em obra específica sobre o tema, a essential facility doctrine há de ser vista como “o instituto jurídico segundo o qual se assegura a determinados agentes econômicos, mediante o pagamento de um preço justo, o exercício do direito de acesso às infraestruturas e redes já estabelecidas (assim como a determinados insumos e bens), que são indispensáveis para o desenvolvimento da sua atividade econômica, cuja duplicação é inviável, e que se encontram na posse de outros agentes (normalmente em regime de monopólio natural), seus potenciais concorrentes.” Daí porque “a esse direito de acesso corresponde uma obrigação específica do detentor da infraestrutura de ceder o acesso ao terceiro, em termos não discriminatórios e razoáveis, a fim de viabilizar os objetivos e políticas de concorrência preconizados pelo Estado.”
A situação, inclusive, já foi objeto de pronunciamento judicial pelo Tribunal de Justiça do Estado de Minas Gerais, ao julgar o Agravo de Instrumento nº 0451213-40.2023.8.13.0000. Ao decidir sobre o caso, o TJMG consignou: “É importante um dado da produção: apenas no mês de novembro de 2022 houve produção de 22 GW de energia elétrica, o equivalente à produção da Hidrelétrica de Três Gargantas, na China, a maior do mundo, e da Hidrelétrica de Santo Antônio, a 5ª do Brasil, juntas. O dado é espantoso ao se levar em consideração que a energia não consumida pelo produtor é injetada na rede e esta necessariamente deve ter condições para receber o excedente. É como querer armazenar, por exemplo, dez mil litros de água em uma caixa que tem capacidade para apenas cinco mil litros. Será necessário fazer investimento a fim de ampliar a capacidade de armazenamento, no caso da água, ou de recepção de excedente, em relação à energia elétrica.”
Para tentar conter esse cenário antagônico – em que há excedente de demanda por acesso de um lado e esgotamento físico de escoamento do sistema de outro –, a ANEEL editou as Resoluções Normativas nº1.065/2023 e nº 1.069/2023. A primeira veiculou o chamado “Dia do Perdão”, permitindo a rescisão amigável de contratos de uso do sistema de transmissão (CUST) celebrados por geradores de energia renovável. Já a segunda resolução promoveu uma reforma estrutural nas regras de acesso ao sistema de transmissão (rede básica), promovendo e instituindo: (i) substituição do mecanismo de Informação de Acesso; (ii) ordem de análise das solicitações de acesso; (iii) garantia financeira para a obtenção de Parecer de Acesso; (iv) inversão de fases de assinatura e início de execução do CUST em relação à obtenção de outorga; e (v) garantias adicionais.
Como o valor da tarifa de energia é composto majoritariamente pelos custos da prestação do serviço público de distribuição, as despesas e os investimentos a serem incorridos pelas distribuidoras precisam ser adequadamente planejados, pois impactam de maneira direta no valor da tarifa de energia a ser paga pelo consumidor final. Logo, considerando o seu relevante impacto sobre o valor da tarifa paga pelo consumidor final, os investimentos que serão realizados pelas concessionárias estão sujeitos a diversos critérios regulatórios e acompanhamento pela ANEEL, enquanto ente regulador do setor. A regulação destes investimentos se dá através do chamado Plano de Desenvolvimento da Distribuição (PDD), que é regulamentado pelo Anexo II, da Resolução Normativa ANEEL nº 956/2021, que estabelece os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist). O referido Anexo II contém o Módulo 2 do Prodist, dedicado ao “Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição”. O Módulo conta com quatro seções, sendo que a última (Seção 2.4) trata exclusivamente do referido PDD que “apresenta o resultado dos estudos de planejamento do sistema de distribuição, incluindo plano de expansão, plano de obras e relação de obras realizadas, que devem ser encaminhados pela Distribuidora à ANEEL em formato específico definido pela Agência.” O documento aponta, em seu item 2, o objetivo de “Estabelecer as diretrizes para o planejamento da expansão do sistema de distribuição, subsidiando a definição dos pontos de conexão das instalações dos usuários;”. Os investimentos a serem realizados pelas concessionárias de distribuição, portanto, são planejados com antecedência de 5 e 10 anos através do PDD, que é apresentado anualmente à ANEEL.
Tais impactos acometem diretamente a equação econômico-financeira das concessões de distribuição de energia elétrica. Em um primeiro momento, este impacto é suportado pelas próprias concessionárias. Ocorre que, em um segundo momento, este custo é repassado para a tarifa de energia – paga pelos consumidores que não utilizam a geração distribuída. De tempos em tempos, conforme ciclo definido no contrato de concessão celebrado entre as concessionárias de distribuição e o Poder Concedente, é realizada uma revisão tarifária, a qual, na maioria das vezes, leva ao aumento da tarifa. Tal mecanismo serve para preservar o bom funcionamento do sistema de distribuição, a qualidade do serviço e do ativo. Os contratos de concessão de distribuição de energia no Brasil adotam o modelo regulatório tarifário denominado price-cap. Este modelo é pautado pela geração de incentivos ao concessionário, pressupondo a definição de um “valor teto” para a tarifa, que será reajustada anualmente pela taxa de inflação descontada de KPIs (Key Performance Indicators) atrelados a ganho de produtividade, estabelecidos previamente. De acordo com Mario Luiz Possas, João Fagundes Pondé e Jorge Fagundes[10], tal metodologia “Compreende uma regra de reajuste por índice público de preços, acompanhada de previsão de redução de custos por aumento de produtividade, com o objetivo de estimular, de forma muito simples e transparente, a busca de aumento de eficiência microeconômica”. O objetivo principal do modelo price-cap é incentivar o aumento de produtividade, através de recompensas ao concessionário que tiver um desempenho além do benchmark (i.e., de parâmetros pré-estabelecidos pela agência reguladora). Trata-se de uma “Regulação por Incentivos”, pois as concessionárias se beneficiarão dos ganhos de produtividade. O resultado econômico, todavia, será compartilhado com os consumidores, através de um mecanismo redutor de tarifa, aplicado na chamada “Revisão Tarifária Periódica” (RTP).
Com o aumento do valor da tarifa de energia, maior será o incentivo para outros consumidores migrarem para a GD, causando, consequentemente, mais prejuízo ao sistema de distribuição e prejudicando mais ainda a receita das distribuidoras (que, por consequência, tornará a tarifa de energia ainda mais cara). Nesse sentido, Walney Christian de Medeiros Silva[11] aponta que “Segundo a EPE (2012) a análise da competitividade da geração fotovoltaica está diretamente ligada à comparação dos custos desse tipo de geração com os valores pagos pelos usuários finais às concessionárias de energia elétrica em determinada área de concessão, o que se denomina de paridade tarifária. Isso quer dizer que quanto maior for a tarifa de energia elétrica em determinada área de concessão, maior será a atratividade da microgeração solar fotovoltaica. Isso quer dizer que quanto menor forem os custos da microgeração e maior for a tarifa de energia elétrica, maior também é a quantidade de adesões a microgeração e, conforme demonstrado acima, quanto maior a quantidade de adesões maiores os impactos para as concessionárias e para os demais usuários, que poderão ter sua tarifa de energia elétrica aumentada por conta disso.”
A situação se torna, portanto, um ciclo vicioso. Esse ciclo já foi estudado pela literatura especializada e foi intitulado de espiral da morte, tal como explica Leandro Bruno Marques[12]: “Como a disseminação da GDFV tem impacto no preço da energia elétrica, esse não é sentido pelos prossumidores ou são pouco impactados, nos casos de gerarem menos que o consumo, pois sua capacidade de geração de energia é equivalente à sua demanda média, o aumento sistêmico impacta principalmente os consumidores que não adotarem a GDFV, esse fenômeno é chamado de cost-shifting. O processo causa uma realocação dos custos, como demostrado no ciclo da espiral da morte, a entrada da GDFV reduz a receita das distribuidoras, que assumem os custos no primeiro momento, na revisão tarifária os custos são calculados e repassados na tarifa, já que os prossumidores geram sua própria energia na média, esse impacto recai pelos não adeptos da geração distribuída. Dessa forma os custos são redistribuídos de forma que há uma externalidade do consumo, transferindo os custos dos optantes pela GDFV para os não optantes.”
O tema também é endereçado por Solange David[13], ex-Vice Presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, que em sede doutrinária pontuou que “com a evolução tecnológica do setor elétrico, [a espiral da morte] pode ser caracterizada por três efeitos fundamentais: (i) no equilíbrio econômicofinanceiro das distribuidoras em razão da redução do volume de energia vendido, com consequente queda no volume da receita; (ii) no subsídio que consumidores ligados à rede pagarão com a migração de consumidores de renda mais elevada para a autogeração; e (iii) no risco de sustentabilidade das redes do sistema elétrico (inclusive com a ampliação das intermitência das renováveis), pela redução da base pagadora, geralmente de mais baixa renda, o que passa a ser uma questão de cunho social (…)”. Ainda segundo a autora, a “ampliação da presença dos recursos energéticos distribuídos (RED) – energia eólica e solar fotovoltaica – pode potencializar o efeito da ‘espiral da morte’, principalmente se houver uma dinâmica de crescimento exponencial da micro e minigeração, incentivado por políticas que favoreçam o investimento e torne a reação dos consumidores mais intensa.”
Por isso, a regulação da geração distribuída precisa ser urgentemente revista, tanto do ponto de vista dos subsídios garantidos a esta modalidade de geração quanto também das regras de acesso destes agentes ao sistema. A revisão de subsídio estabelecida pela Lei nº 14.300/2022 (arts. 17, 26 e 27) parece não ter sido suficiente para conter o avanço descoordenado deste modelo de geração. O mesmo ocorre com o problema da falta de capacidade de conexão de novos projetos de micro e minigeração distribuída. A normatização do marco legal da GD não foi capaz de equalizar a complicação causada pela escassez de infraestrutura para o atendimento da desmedida demanda por novas conexões ao sistema. O tema conta com tamanha relevância que foi endereçado pelo ONS no PAR-PEL 2023, referente ao ciclo 2024-2028, como assunto estratégico do planejamento do setor elétrico. Segundo o ONS, o cenário atual é de “crescente demanda por acesso de agentes geradores (UFV e EOL)”, porém, com “esgotamento físico da capacidade de escoamento do sistema”. O ONS ainda destaca que o atual modelo de acesso ao sistema, que adota o critério de ordem cronológica, possui duas características evidentemente negativas. A primeira é a ineficiência alocativa, pois os projetos com maior viabilidade técnico e econômica não necessariamente terão prioridade de conexão sobre aqueles com menor viabilidade. A segunda é a morosidade em si, tendo em vista que todas as solicitações de acesso precisam ser analisadas individualmente. Dentre as soluções aventadas pelo ONS, uma delas consiste na realização de “leilões por barramentos”, para eliminação das filas de acesso.
Os efeitos de eventual colapso do serviço de distribuição de energia elétrica são de proporções catastróficas. Não atingirá apenas os consumidores de baixa renda, mas sim todos os usuários do sistema de distribuição – inclusive aqueles que utilizam a GD. Isto porque mesmo que os usuários da GD não “adquiram” a energia de distribuidoras, estes utilizam o sistema de distribuição tal como qualquer outro usuário. A preservação do equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição de energia, portanto, interessa a todos. Afinal, sem distribuição de energia, não há geração distribuída.
Fonte e Imagem: Canal Energia.
Autores: Rafael Véras de Freitas e Felipe Henrique Braz, Sócios do Braz, Coelho, Veras, Lessa e Bueno Advogados.

// - Ex-Minas e Energia, Efrain Cruz renuncia ao conselho da Petrobras

Saída, comunicada à petroleira na sexta, ocorreu após o executivo ter deixado o conselho de administração da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o ministério.
O advogado Efrain Cruz renunciou ao posto de membro do conselho de administração da Petrobras na sexta-feira (19). A saída, comunicada à petroleira no mesmo dia, ocorreu após o executivo ter deixado o conselho de administração da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o Ministério de Minas e Energia (MME), onde era secretárioexecutivo e foi exonerado. A informação foi publicada pelo “Estado de S.Paulo” e confirmada pelo Valor.
A saída de Cruz do ministério levantou dúvidas sobre a manutenção dele no conselho da estatal. Com as renúncias, o advogado, que foi diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) entre 2018 e 2022, voltará a atuar na iniciativa privada.
Cruz foi indicado pelo MME como conselheiro da Petrobras em março do ano passado e eleito na assembleia de acionistas realizada no mês seguinte.
Na época, ele e Pietro Mendes, atual presidente do conselho da estatal, foram considerados inelegíveis por instâncias internas de governança da Petrobras por supostos conflitos de interesse entre as funções deles no MME e as respectivas atribuições como conselheiros.
As indicações foram mantidas e ambos foram eleitos, o que não evitou um processo administrativo sancionador na Comissão de Valores Mobiliários (CVM) contra eles, do qual a União também é objeto. A área técnica do regulador vê infrações à lei das Estatais (lei 13.303/2016). No MME, Cruz foi substituído por Arthur Cerqueira Valerio, servidor de carreira da Advocacia-Geral da União (AGU). Valerio seria um candidato natural a ocupar a cadeira também na Petrobras, mas segundo uma fonte que acompanha as conversas o indicado ao colegiado da estatal deve ser Renato Campos Galuppo.
Galuppo, se confirmado, deve cumprir o restante do mandato até abril, quando a Assembleia Geral Ordinária (AGO da Petrobras vai eleger o novo conselho para um mandato de dois anos (2024-2026).
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Seremos cuidadosos na concessão de novos subsídios, diz ministro de Energia à CNN em Davos

Apesar de criticar impacto de parte dos incentivos aos consumidores, ministro ressaltou a relevância dos subsídios para a transição energética.
O ministro de Minas e Energia (MME), Alexandre Silveira, afirmou em entrevista à CNN nesta quinta-feira (18) que o governo brasileiro “terá muito cuidado” na concessão de novos subsídios ao setor elétrico.
“Teremos muito cuidado quando se trata de subsídio, para que não continuemos a onerar a conta de energia do consumidor brasileiro, protegendo especialmente o consumidor cativo, que paga a conta para a distribuidora e não tem opção de ir ao mercado livre comprar energia”, disse.
Questionado sobre os subsídios já existentes, Silveira destacou que estes benefícios são garantidos por lei. Portanto, o esforço da gestão federal será voltado a enrijecer a avaliação de novos incentivos.
Apesar da crítica ao impacto de parte destes incentivos para os consumidores, o ministro ressaltou a relevância dos subsídios direcionados a parte do setor elétrico para que o Brasil fortalecesse sua transição energética.
“Foram muitos os subsídios dados no Brasil nos últimos anos, alguns importantes para ampliar eólica, solar, de biomassa, por isso nos tornamos líderes na transição. Agora, o importante é que a gente debata uma maneira de avançar na transição sem ônus para o consumidor”, disse.
Para Silveira, é necessária uma nova “estruturação” para o sistema, de modo a dirimir os impactos ao consumidor cativo. Ele pediu que Executivo, Legislativo, setor elétrico e sociedade civil sentem à mesa para debater o tema.
A fala do ministro aconteceu em meio ao Fórum Econômico Mundial em Davos, na Suíça.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Torres: “Temos muita preocupação quanto à sobrevivência do segmento de PCHs”

Expansão das pequenas hidrelétricas ficou 23% abaixo do resultado de 2022 e a presidente da Abrapch pede a volta dos leilões de energia nova.
O ano de 2023, em termos de expansão do segmento de PCHs e CGHs, foi difícil. A opinião, de Alessandra Torres, presidente da Abrapch, retrata os temores da entidade quanto ao futuro da fonte dentro do espectro geral do SEB, principalmente quanto a novos projetos.
“Foi um ano muito ruim, um ano de baixas e temos muita preocupação quanto à sobrevivência do segmento de PCHs porque não estamos vendo como viabilizar esses empreendimentos”, afirmou. As estatísticas da Aneel mostram que no ano passado apenas 11 PCHs e três CGHs foram integradas ao ACL, totalizando 169,4 MW, uma queda de 23% em relação aos 220 MW do já ruim 2022.
“Ficou muito aquém do que a gente tem de potencial, do que poderíamos acrescentar ao sistema”, lamentou a executiva. E, o que é pior, a falta de leilões de energia nova no ACL, resultado da sobrecontratação das distribuidoras que ainda perdura, terá efeito negativo na expansão do segmento nos próximos anos. “Hoje, uma PCH não ainda não se viabiliza no mercado livre”, constata Torres.
O ano de 2023 começou promissor para as PCHs, com 41,9 MW liberados para operação comercial em janeiro, provenientes das PCHs Águas da Serra (22,5 MW), em Santa Catarina, e Boa Vista II (16 MW), no Paraná, além da CGH Pacífico Mascarenhas (3,4 MW), em Minas Gerais.
No final do primeiro semestre a potência liberada já somava 133 MW, mas no segundo semestre a evolução foi pequena, com acréscimo de somente mais 36,9 MW, sendo os últimos 9,8 MW representados pelas duas unidades geradoras (UGs) de 4,9 MW cada da PCH Tio Hugo, no Rio Grande do Sul, liberada no dia 30 de dezembro.
Os dados da Aneel de 2023, de certa forma, jogaram um balde de água fria sobre as expectativas de recuperação pós-pandemia acenadas com o número de 2022 que foi 85% maior do que os 119 MW de 2021. Na realidade, exceto por esse dado mais alentador de 2022, a entrada de novas PCHs/CHGs no ACL tem estado longe das expectativas desde o período áureo de 2007 a 2013, quando a média de liberações foi de 418 MW por ano, com pico de 643 MW em 2008.
Em 2023 a capacidade adicionada pelo segmento representou apenas 1,64% dos 10.324,2 de todas as fontes somados à matriz elétrica brasileira. “A nossa expectativa é que em 2024 aconteçam leilões, porque nossa fonte, diferentemente de outras, precisa de previsibilidade para estimular os investimentos, precisa da nossa cadeia produtiva”, ponderou Torres.
A presidente da Abrapch disse ainda ao EnergiaHoje que o segmento segue sofrendo com a demora nos processos de licenciamento ambiental, considerando contraditório que uma PCH, produtora de energia 100% limpa, possa levar até oito anos para ser liberada enquanto uma térmica a combustível fóssil é liberada em até seis meses.
Torres manifestou expectativa de que a escolha da ex-secretária Executiva do MME Marisete Dadald para presidir a Abrage, a entidade que congrega das grandes geradoras hidrelétricas, possa, dada a sua experiência no setor elétrico, abrir caminho para um renascimento do interesse pelas hidrelétricas.
Na sua avaliação, as hídricas seguem sendo a base mais firme para a expansão das fontes variáveis e para a transição rumo a uma matriz energética de baixo carbono. “Ainda temos um potencial enorme a ser desenvolvido”, ressaltou.
Fonte e Imagem: Brasil Energia.

// - O financiamento da transição energética no Brasil

País possui condições de ampliar o financiamento a projetos de geração renovável e à conversão de suas cadeias produtivas para uma economia verde.
O equilíbrio entre o homem e a natureza passou a ser alterado com a Revolução Industrial, que tem como marco a máquina a vapor de James Watt datada de fins do Século XVIII. Essa invenção abriu infinitas oportunidades de inovações tecnológicas, especialmente nos setores da indústria e dos transportes, assim como na sociedade como um todo, tendo o carvão como insumo energético predominante.
Com o advento da Segunda Revolução Industrial, contudo, o petróleo começa a ser utilizado nas novas tecnologias associadas aos motores à combustão. Esses dois insumos predominam até hoje na matriz energética mundial, juntamente com o gás natural pós-1970, sendo todos recursos energéticos não renováveis e emissores de gases de efeito estufa (GEE).
A crise do petróleo de 1973 impôs uma reestruturação do mercado mundial desta commodity, com sérios riscos à segurança energética e custos instáveis e elevados para os países importadores. Tais incertezas induziram o desenvolvimento de inovações tecnológicas, criando cadeias produtivas de gás natural, etanol, energia eólica e solar para garantir uma maior segurança energética. A partir dos anos de 1990, a questão do aquecimento global ganha relevância, reforçando a ainda mais a importância dos recursos renováveis.
Acordos internacionais, políticas públicas e programas econômicos se firmaram como instrumentos para a descarbonização das atividades de produção de bens e serviços, denominados por transição energética. Nesse contexto, a meta da ONU de neutralidade das emissões de CO2 até 2050 é, sem dúvida, o maior desafio econômico e social da história da humanidade.
As estratégias políticas para a transição energética podem ser definidas em razão de duas variáveis centrais: segurança energética e composição das matrizes energéticas e elétricas. No primeiro caso, busca-se a transição para recursos energéticos encontrados nos próprios territórios nacionais para diminuir a dependência de importação desses insumos. Já o segundo está relacionado à transição de recursos não renováveis (carvão, petróleo e gás) para renováveis (eólica, solar, hidroeletricidade, biomassa, etc). Em ambos, o Brasil detém uma vantagem comparativa singular pela grande capacidade de oferta interna de recursos renováveis.
Neste contexto geral, uma questão central se coloca: como dar sustentação financeira à transição energética no Brasil? Em razão dos imensos desafios nas cadeias produtivas, requer-se tanto a mobilização de recursos privados quanto públicos. Assim, os principais esquemas de financiamento para sustentar a transição energética são royalties de petróleo e bônus de assinatura, bancos de desenvolvimento e novos instrumentos financeiros de mercado.
Quanto ao primeiro, uma estratégia é financiar projetos de energia renovável a partir de recursos oriundos da “indústria energética velha”, em particular a indústria de petróleo e gás natural, dado que o Brasil tem um enorme potencial para a sua exploração em alto mar. Uma possibilidade seria a recriação de um Fundo Soberano (ou um fundo setorial) com uso de recursos provenientes de royalties relativos à produção mensal de petróleo e gás natural e bônus de assinatura de leilão realizado pela ANP, reservando parte desses recursos para o financiamento de programas voltados à transição energética. A título de exemplo, a estimativa do Painel Dinâmico da ANP dos royalties de petróleo para 2023 é de R$ 54 bilhões e, se 5% fossem alocados no fundo, seriam R$ 2,7 bilhões.
Uma segunda alternativa é o uso de bancos de desenvolvimento para financiar programas de transição energética. O BNDES, o BNB e o Banco da Amazônia têm como funding, entre outros, fundos parafiscais (como o FAT para o BNDES) e fundos fiscais constitucionais administrados pelo Banco da Amazônia e pelo BNB, que permitem financiar atividades econômicas vinculadas à descarbonização com prazos mais longos e condições financeiras favoráveis.
Os bancos de desenvolvimento do país já financiam programas de sustentabilidade ambiental, incluindo energia renovável, como o FNE-Verde do BNB, o Energia Verde do Banco da Amazônia e o BNDES Finem - Meio Ambiente do BNDES. Porém, é possível ampliar ainda mais os programas voltados a projetos de transição energética, com subsídios cruzados.
A terceira opção é a utilização de instrumentos de mercado. Os “títulos verdes” - títulos de renda fixa emitidos por empresas, governos e instituições financeiras para projetos de sustentabilidade - são uma alternativa tanto para o setor privado quanto público. Para estimular a emissão desses títulos, é bem-vinda a iniciativa do Ministério da Fazenda de estabelecer uma taxonomia de finanças sustentáveis, com critérios e indicadores específicos que permitem avaliar se uma atividade contribui para a sustentabilidade ambiental.
O BNDES tem sido pioneiro na emissão de títulos verdes no país e, em 2020, emitiu R$ 1 bilhão em Letras Financeiras Verdes. Já o Tesouro Nacional obteve, em novembro de 2023, cerca de US$ 2 bilhões com títulos sustentáveis no mercado internacional, sendo um dos pilares do plano de transição ecológica do governo federal para financiar projetos de infraestrutura verde, bioeconomia e de adaptação à mudança do clima. Esse recurso, captado pelo Tesouro, deve ser aportado ao Fundo Clima, cuja concessão de crédito é gerida pelo BNDES, a taxas mais atrativas.
Adicionalmente, para inovação, o Congresso Nacional aprovou a destinação de parcela dos recursos do FAT (cerca de 1% deste) para financiamentos com custo financeiro definido pela Taxa Referencial (TR), hoje próximo de zero, mais spreads do BNDES. Estima-se recursos anuais de R$ 5 bilhões para projetos inovadores, com destaque para a agenda de transição energética.
Outro instrumento de mercado que poderia ser utilizado é o cadastramento de projetos de energia alternativa para emissão de créditos de carbono, permitindo o seu financiamento por meio do mercado de carbono, cuja regulamentação foi aprovada recentemente no Congresso Nacional, com a determinação da criação de uma governança pública para instituir um mercado oficial.
Em conclusão, o novo paradigma climático mundial impõe um enorme desafio à humanidade, que busca reduzir as emissões de gases de efeito estufa (GEE) à neutralidade nos próximos 25 anos. Para o Brasil, trata-se de uma oportunidade ímpar, uma vez que nossa matriz tem elevada participação de fontes renováveis e o país possui condições de ampliar o financiamento a projetos de geração renovável e à conversão de suas cadeias produtivas para uma economia verde.
Nivalde de Castro e Luiz Fernando de Paula são professores do Instituto de Economia da UFRJ e coordenadores do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL) deste instituto.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Transição energética tem custo, mas não vai gerar ônus à população, diz ministro em Davos

Alexandre Silveira falou com a CNN nesta terça-feira 5no 4º Fórum Econômico Mundial.
Assunto de maior destaque no segundo dia do 54º Fórum Econômico Mundial, a transição energética gera um custo que não será repassado para a população, disse o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira.
“Nós estamos equilibrando para avançar na transição energética, e isso tem um custo, mas (vamos) avançar sem elevar ônus para o povo brasileiro”, disse à CNN, nesta terça-feira (16).
A pasta, no entanto, nega planos sobre subsídios ao setor.
Eu tenho dito sempre o seguinte: todos os brasileiros já pagaram para ter uma matriz energética limpa e renovável. Nós não podemos continuar onerando o povo brasileiro”.
O ministro diz que é um desafio do setor conciliar segurança energética com tarifa menor.
“Você tem sempre que buscar esse equilíbrio para avançar nas tecnologias, mas sem trazer mais ônus para a economia brasileira, e, principalmente, protegendo a classe média e os pobres, que são consumidores regulados”, diz.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - Subsídio na conta de luz dobra em 5 anos e põe sistema em risco

Migração para o mercado livre e benefícios a segmentos como a geração distribuída ameaçam a capacidade de pagamento.
A soma dos subsídios pagos na fatura de energia elétrica dobrou em cinco anos no Brasil. Entre 2018 e 2023, o valor acumulado por ano saltou de R$ 18,8 bilhões para R$ 37,4 bilhões. Os números são do “subsidiômetro”, ferramenta de cálculo disponibilizada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O crescimento dos subsídios, a maioria como encargo da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), já despertava preocupações entre especialistas do setor.
Agora, começam a surgir alertas sobre o risco do sistema de pagamento entrar em colapso. Um dos principais encargos setoriais, destinado a financiar descontos nas contas de luz, a CDE cobre, por exemplo, a tarifa social, programas de universalização e aquisição de óleo diesel ou óleo combustível para usinas sem conexão com a rede elétrica nacional. Em 2023, o orçamento da CDE aprovado pela Aneel foi de R$ 34,99 bilhões. Ainda não há previsão sobre quando será aprovado o orçamento para este ano, mas há um valor indicado de R$ 37,17 bilhões.
Os altos subsídios têm colocado à prova a capacidade do mercado cativo — segmento tradicional de consumo constituído pelas distribuidoras — de honrar compromissos financeiros. “O problema é que, se não forem tomadas providências amplas agora, vamos ter uma megacrise até 2026 ou 2027”, ressalta Luiz Eduardo Barata, presidente da Frente Nacional de Defesa dos Consumidores de Energia.
Em 2023, o maior valor de subsídio foi para aliviar o custo da operação de térmicas para consumidores dos sistemas isolados (R$ 10,3 bilhões), seguido de gastos com benefícios para fontes incentivadas (R$ 10 bilhões), geração distribuída (R$ 7,1 bilhões) e descontos para baixa renda no programa Tarifa Social (R$ 5,2 bilhões).
Os alertas feitos consideram o desequilíbrio na partilha do gasto dentro do setor e a ausência de justificativa plausível para manter alguns benefícios. Boa parte dos efeitos negativos é atribuída às regras desatualizadas, diante das transformações mais recentes no mercado, e às decisões de caráter técnico tomadas pelo Congresso.
Os mesmos especialistas convergem na opinião de que a situação pode se agravar se houver a criação de novos subsídios. No fim do ano, propostas de ampliar o alcance e duração dos estímulos econômicos para grupos do setor, com ônus adicional de quase R$ 30 bilhões por ano na conta de luz, foram incluídas no projeto do marco legal da geração eólica o offshore.
Barata, que foi diretor-geral do ONS e presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), chama atenção para o movimento de fuga de consumidores dos contratos com distribuidoras para comercializadoras de energia, no mercado livre — que permite a escolha do fornecedor. Essa mudança, graças às brechas da legislação, libera o consumidor do pagamento de encargos assumidos no mercado cativo, alguns usados para garantir a qualidade do próprio suprimento.
Em 2024, explica Barata, “praticamente todos podem ser livres”, exceto consumidores residenciais. Para ele, se a crise for confirmada, o governo não vai resolver os problemas apenas com medidas localizadas, como foi a resposta ao racionamento de 2001. Lá, foram feitos ajustes no planejamento do setor para atrair investimentos que pudessem reforçar a interligação das regiões e ampliar a contratação de térmicas, medidas necessárias para garantir a segurança do abastecimento.
Em 2023, apesar de o Congresso ter avançado nas discussões sobre a modernização do setor (PL 414/21), o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), se comprometeu a apresentar uma ampla reforma do setor por meio de medida provisória (MP).
A economista Elena Landau, que capitaneou as privatizações na gestão Fernando Henrique, defende a aprovação do PL 414 e deixar os aperfeiçoamentos para depois. Para ela, o governo deveria chamar o setor para um “amplo debate”, sem ceder à tentação de redigir sozinho um novo marco legal “dentro do gabinete”. Para ela, isso ajudaria a blindar a nova lei do “projeto zumbi”, como chama as emendas parlamentares que tentam criar subsídios bilionários para bancar gasodutos custeados pela conta de luz.
Em recente artigo no portal Energia Brasil, o ex-diretor da Aneel e da Agência Nacional de Águas (ANA), Jerson Kelman, mencionou a possibilidade de o mercado de energia no Brasil enfrentar um “estouro da bolha”. Segundo ele, isso ocorre quando um setor “mal regulado” submete “artificialmente” os agentes de mercado a uma “euforia de ganhos” imediatos.
Kelman chama a atenção, por exemplo, para condição especial dos consumidores da GD, que permite gerar parte da própria energia e ganhar tanto com a redução do consumo com a distribuidora quanto com desconto ao injetar a energia excedente na rede. Ele estima que, em média, a GD conta com subsídio 14 vezes maior que uma família do Tarifa Social. Em geral, a GD reúne consumidores de classe média ou empresas capazes de pagar por um sistema de painel solar.
Procurado pelo Valor, Kelman, que foi presidente da Light e da Sabesp, reforçou sua posição. Ele destaca algumas semelhanças entre a situação do setor elétrico no Brasil com o que ocorreu no mercado americano de títulos hipotecários, que levou à crise da economia em 2008, em que alguns grupos puderam “privilegiar ganhos de curto prazo, desconsiderando os efeitos sistêmicos de médio e longo prazo”.
O presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marcos Madureira, diz que pelo menos dois fatores têm onerado a tarifa no mercado regulado. Um é a sobra de energia comprada em contratos de longo prazo, alguns até 2050, que torna a energia mais cara e estimula a migração para o mercado livre. Outro é a crescente adesão à geração distribuída em condições especiais, sem arcar com parte no custo de manutenção da rede de distribuição.
“Está sobrando para as distribuidoras uma energia mais cara, que elas não conseguem realocar no mercado. Isso termina onerando o preço da própria energia dos consumidores que lá estão. É o que a gente chama de espiral da morte, porque o custo maior está ficando para um grupo de consumidores cada vez menor”, alerta Madureira.
Questionado, o Ministério de Minas e Energia informou que o “assunto dos subsídios é pauta importante para a pasta, que trabalha para conter o crescimento desses valores para os consumidores”.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Abertura do mercado livre de energia criou distorção no setor, critica ministro

Segundo Alexandre Silveira, mudanças nos governos anteriores levou a cenário em que grandes consumidores pagam menos que pobres e classe média.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), disse que a abertura do mercado livre de energia ocorreu de maneira açodada nos governos de Michel Temer e Jair Bolsonaro, criando uma distorção no setor elétrico em que grandes consumidores pagam por uma energia muito mais barata em relação à tarifa cobrada dos pobres e da classe média.
O mercado livre é o segmento em que o consumidor de energia pode escolher seu fornecedor e estabelecer contratos por fonte, prazo ou preço. Até o fim de 2023, ele era restrito apenas a grandes consumidores de energia com demanda acima de 500 quilowatts (kW), geralmente contas de energia que ultrapassam R$ 100 mil por mês, limitando o acesso a menos.
Ao Valor durante o Fórum Econômico Mundial em Davos, na Suíça, Silveira disse que não há intenção do governo em reverter a abertura. Sem estabelecer prazos, o dirigente frisa que a ideia é que a abertura avance também para a baixa tensão, mas é necessário antes encontrar uma solução para que exista uma justiça tarifária para os consumidores de menor renda. A nova regra é fruto da maior abertura do setor, após a Portaria 50/2022, do Ministério de Minas e Energia, divulgada no fim de 2022, mas vem sofrendo resistência do atual governo.
“Ela [a abertura de mercado livre] foi feita de forma açodada e criou uma distorção no setor elétrico brasileiros. 45% da energia no Brasil está no mercado livre, que atende a grande indústria, que soma cerca de 2 milhões de consumidores. Eles adquirem energia por um terço do mercado regulado [aquele atendido pelas distribuidoras], que são mais ou menos 85 milhões de unidades consumidoras. Entre eles, está a classe média e o pobre”, disse.
Desde de o dia 1º de janeiro, mais de 165 mil empresas conectadas à alta e média tensão (grupo A) já podem escolher o seu próprio fornecedor de energia por meio do mercado livre. Para os consumidores em baixa tensão nada muda. A maioria da população usa energia em um nível muito menor do que grandes empresas e continuarão comprando energia muito mais cara das concessionárias, o chamado Ambiente de Contratação Regulada (ACR), em que as distribuidoras fornecem energia aos consumidores e o preço é regulado.
Segundo Silveira, o mercado livre não foi o único causador das distorções que levaram ao que ele chama de “bomba de efeito retardado”, que explodiu no colo do governo. Para ele, a tarifa se tornou uma espécie de “colcha de retalhos” devido a incentivos desnecessários. “Subsídios, alguns necessários aos avanços das energias limpas e renováveis, outros nem tanto, foram dados nos últimos seis anos a alguns segmentos do setor elétrico que levaram o mercado de energia do Brasil a uma tarifa que deve ser cuidada.”
Procurada, a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) disse que os cerca de 30 mil consumidores que estão no mercado livre têm exercido o direito de escolha com muita consciência, viabilizando uma matriz cada vez mais renovável, com geração hidrelétrica na base, garantindo atributos de segurança e flexibilidade para todos. “É fundamental investigar os motivos que fazem o mercado cativo um ambiente mais caro, mas certamente a culpa não é do mercado livre”, disse Rodrigo Ferreira, presidente-executivo da Abraceel.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Setor Elétrico de olho em 2024

Com entrevistas exclusivas de Luiz Carlos Ciocchi, do ONS, e Edvaldo Santana, além de um artigo exclusivo de João Mello, da Thymos, esse especial traz uma análise de 2023 e o que esperar do próximo ano.
O setor elétrico entrou em 2023 acreditando que teria um ano de calmaria e avanços em pautas importantes. Mas o balanço mostra que não um, mas alguns vendavais bagunçaram um pouco as expectativas dos agentes. Um apagão, jabutis, e algumas noticias positivas marcaram esse ano. E agora, enquanto colocamos no ar mais um especial de fim de ano, o setor não colocou o chinelo para curtir o Verão. As férias estão em suspense. Há a ameaça – ou a promessa -, dependendo do seu ponto de vista, de uma Medida Provisória, para segurar as tarifas no Amapá e que pode trazer no combo mais alguns penduricalhos menos desejados.
E isso, já deixa em suspense as perspectivas para o ano que se avizinha. Nesse especial vamos através de análises colhidas pelos nossos repórteres tentar trazer um pouco de luz para o que aconteceu de mais marcante em 2023 e o que podemos esperar de 2024. O evento mais importante do ano, sem dúvida, já está se desenrolando, que é a abertura total da Alta Tensão para o mercado livre. A agitação e a empolgação dos agentes de comercialização já são visíveis por terem acesso a um público de mais de 100 mil consumidores. Conquistá-los é que será a grande questão, já que um trabalho de educação será necessário.
As distribuidoras, por outro lado, veem seu mercado se transformar a olhos vistos, em compasso de espera pelas regras definitivas das renovações das concessões, que também se iniciam ano que vem. O governo jogou um balde de água fria ao pedir a retirada da análise do processo no Tribunal de Contas da União. O ano já começa prometendo também para o segmento.
No caso da geração, eólicas e solares bateram recordes sucessivos de produção e entrada em operação de novos projetos. E nada indica que a tendência será diferente no ano que vem. Os olhares do setor estão para os preços, que precisam melhor, com a volta da demanda, e uma retomada dos leilões, principalmente, o de capacidade, muito aguardado. Em transmissão, o ano, que começou tenso, termina festivo. Dois leilões bem sucedidos e perspectiva de mais em 2024, mostram que o segmento é fundamental para assegurar a renovabilidade da nossa matriz.
Isso tudo vai estar na boca e nas palavras dos especialistas com quem conversamos. Não poderia deixar de chamar atenção de vocês, nossos assinantes, para duas entrevistas exclusivas de peso: Luiz Carlos Ciocchi, diretor-geral do ONS, e Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel, contam aos nossos repórteres Mauricio Godoi e Sueli Montenegro, respectivamente, seus destaques deste ano e perspectivas para 2024. Quem também traz sua visão para vocês é João Carlos Mello, CEO da Thymos Energia, em uma artigo inédito e exclusivo.
Duas reportagens também abordam os principais fatos do setor. Na primeira, Henrique Faerman e Michele Rios nos contam através das nossas matérias mais lidas, o que mexeu com o setor com comentários de vários especialistas. Já nosso subeditor Mauricio Godoi mostra que o setor só pensa em uma coisa: abertura do mercado e seus desafios.
Então aproveitem o tempo desse recesso de Verão para assistirem as duas entrevistas e ouvi de Ciocchi e Santana suas sábias palavras. Ler o que Mello tem a nos contar sobre o que esperar de 2024. E nas nossas matérias conferir o que seus pares viram e pensam desse ano que passa e o que querem do ano que se avizinha.
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Entidades comemoram sanção da lei de Debêntures de Infraestrutura

Associações calculam que o papel poderá trazer R$ 200 bi em recursos para novos projetos.
Dezessete entidades setoriais assinaram uma carta comemorando a sanção pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva da Lei das Debêntures de Infraestrutura, após quase quatro anos de de discussões até a aprovação no Congresso Nacional e a publicação do texto. A correspondência destaca que o lançamento desse tipo de papel poderá trazer cerca de R$ 200 bilhões em recursos para novos projetos.
“Todos sabemos que há um hiato superlativo de investimentos em infraestrutura e as Debêntures de Infraestrutura surgem como mais uma alternativa de financiamento dos projetos, ao permitir a entrada neste mercado, a taxas de rentabilidade atrativas, de investidores institucionais particularmente os Fundos de Pensão, que poderão, agora, atrelar ativos e passivos de longo prazo”, afirmam as entidades.
Publicada na ultima quarta-feira, 10 de janeiro, a Lei 14.801 trata das debêntures de infraestrutura, promove alterações do marco legal das debêntures incentivadas e do Fundo de Investimento em Participações em Infraestrutura (FIP-IE), do Fundo de Investimento em Participação na Produção Econômica Intensiva em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (FIPPD&I) e do Fundo Incentivado de Investimento em Infraestrutura (FI-Infra).
A carta lembra que centenas de projetos de concessão e Parceria Público Privadas de infraestrutura em estruturação no país poderão ser financiados por uma combinação de recursos do BNDES, de organismos multilaterais de crédito, de captações externas, de Debêntures Incentivadas (pessoas físicas) e, agora, também por Debêntures de Infraestrutura.
Acrescenta ainda que as negociações para a aprovação do texto não foram fáceis e demandaram um intenso trabalho dos deputados João Maia, autor, e Arnaldo Jardim, relator do projeto, na articulação com o Poder Executivo e lideranças do Legislativo.
Entre as entidades signatárias da carta enviada a Lula e aos presidentes do Senado, Rodrigo Pacheco, e da Câmara, Arthur Lira, estão o Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (Fmase), Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), Associação Nacional dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) e Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate).
Também assinam Abdib ( Industrias de Base),Abcon (Água e Esgoto) além de entidades do setor de transporte, como a ABCR (Concessionárias de Rodovias), e o Sinduscom (Indústria da Construção).
Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - O que o Brasil tem a ganhar com a pauta verde?

Acordos internacionais de transição energética são oportunidades para o país monetizar soluções e impulsionar o desenvolvimento, escreve Wagner Ferreira.
O Brasil fechou o ano de 2023 com dados macroeconômicos de invejar qualquer país de 1º mundo (PIB, inflação e balança comercial). Mas por qual razão muitas famílias, especialmente as mais carentes, não sentem ou enxergam esses macro dados positivos nas suas rotinas? A explicação não é simples, mas há fatos importantes que todos deveriam se atentar.
O país tem uma estrutura funcional pesada e de contornos sociais absolutamente desiguais. A maioria (60%) dos brasileiros vivem com até 1 salário mínimo de renda e mais de 70 milhões utilizam a tarifa social de energia, que deverá crescer neste ano em função dos aprimoramentos de cadastros, o que por si só já atesta o hiato social existente no Brasil.
Mas esse cenário pode mudar e temos uma vantagem única para assegurar uma melhoria estrutural para toda a sociedade. Nosso cavalo selado é a transição energética, que deverá trazer novas oportunidades de negócios para o país, movimentando trilhões de dólares pelo mundo e parte importante disso no Brasil.
Os acordos internacionais e compromissos nacionais para redução de emissão de gases de efeito estufa no combate ao preocupante aquecimento global, como estabelecido na convenção de Estocolmo e Acordo de Paris, têm acelerado as negociações.
O Brasil tem vantagem competitiva em relação ao resto do mundo, já que 90% de sua matriz elétrica é renovável e proveniente de fontes limpas. Os principais emissores no país são o desmatamento da Floresta Amazônica, o agronegócio e o setor de transportes. Como os desafios para reduzir as emissões são particulares em cada país, é fundamental que as soluções daqui sejam diferentes de outros locais, sob pena de importarmos um “remédio ESG” que não resolverá nossa dor.
No último trimestre de 2023, importantes projetos de lei ligados à pauta verde, tais como, o PL das eólicas offshore (PL 11.247 de 2018), o PL do hidrogênio verde (PL 2.308 de 2023) e o PL dos créditos de carbono (PL 2.148 de 2015) tramitaram com celeridade no Congresso Nacional e comprovaram que nossos congressistas estão empenhados em assegurar o andamento de projetos comprometidos com a transição energética sustentável.
Contudo, é preciso refletir sobre os caminhos que estão sendo delineados nesse conjunto normativo. Primeiro, quais são as medidas ambientais que temos que enfrentar para, de fato, reduzir nossas emissões, fazendo disso um ativo estratégico para a economia brasileira? Em que medida a economia verde e a neoindustrialização podem melhorar as cidades, os Estados e o país? Como garantir justiça energética à sociedade?
Temos acompanhado, nos últimos anos, um crescimento acelerado da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) por conta de subsídios a tecnologias e fontes limpas de energia em uma matriz que já é majoritariamente limpa. Os consumidores terão que arcar, neste ano, com R$ 38 bilhões que foram alocados na CDE e esse valor chegará a R$ 50 bilhões por ano já a partir de 2025, se nada for feito. É insustentável e desigual: quem vai pagar essa conta é exatamente o consumidor mais carente.
O Brasil precisa urgentemente promover políticas que reduzam rápida e verdadeiramente a desigualdade social e que melhorem a renda das classes mais vulneráveis.
Em relação à transição energética, o país deve usar essa plataforma de oportunidades para monetizar soluções e oportunidades e vendê-las para o mundo, fazendo com que essa riqueza coloque o Brasil em uma condição realmente melhor no futuro próximo. Talvez a pauta verde seja o único cavalo selado que realmente faça o Brasil mudar sua trajetória.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - ESPECIAL: TROCA DO Nº2 DO MME É BEM RECEBIDA E VISTA COMO DEMONSTRAÇÃO DE FORÇA POR SILVEIRA

A substituição inesperada do número dois do Ministério de Minas e Energia (MME), já no início do ano, pegou agentes do setor elétrico de surpresa na manhã desta quintafeira, 11. A mudança na Pasta, no entanto, não foi tão incompreendida: já era de conhecimento no setor que havia um desgaste na relação de Efrain da Cruz, que até então ocupava o cargo, com o ministro Alexandre Silveira, e que não havia mais espaço para diálogo.
Ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Cruz foi alçado ao cargo a contragosto de Silveira, sob o patrocínio do Palácio do Planalto. Desde o início de seu mandato, o ministro pretendia indicar Bruno Eustáquio para o cargo, mas o nome foi vetado por ter ocupado cargos durante a gestão de Jair Bolsonaro. O desencontro de vontades fez com que a indicação demorasse a ser feita, e Efrain só foi nomeado como secretário-executivo em março de 2023.
A expectativa é que a ascensão de Arthur Cerqueira indique a amenização de divergências dentro da Pasta e, consequentemente, destrave assuntos técnicos mais urgentes dentro do MME. A princípio, a troca foi bem recebida por parte dos agentes do setor elétrico, apesar da pouca relação do indicado com a área. Também foi vista como uma demonstração de força por Silveira, já que o cargo será ocupado, dessa vez, por alguém de sua confiança.
Advogado da União, Cerqueira estava alocado no MME desde março do ano passado. Com perfil discreto, segundo fontes consultadas pelo Broadcast Energia, ele já atuou também na Pasta de Transportes entre 2006 e 2015 e na de Ciência, Tecnologia, Inovações e comunicações, de 2016 a 2019.
De acordo com a presidente-executiva da Associação Brasileira de Biogás (Abiogás), Renata Isfer, Cerqueira "sempre foi uma pessoa competente, muito séria". Para ela, "ele tem muito a contribuir dentro da Secretaria-Executiva".
Já o diretor presidente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE), Alexei Vivan, avalia que Valério "tem bons conhecimentos jurídicos e perfil conciliador, qualidades importantes para o número 2 do MME". Para o jurista, porém, "não é incomum a saída de integrantes do Governo Federal em razão de desalinhamento político ou decisões que agradam alguns e desagradam outros".
Segundo fontes próximas ao governo, a imagem do agora ex-secretário-executivo dentro do Palácio do Planalto estava desgastada também em meio à investigação pela Comissão de Ética Pública da Presidência da República, por "supostos desvios éticos". As relações políticas de Cruz, além de decisões consideradas controversas enquanto esteve na diretoria colegiada da Aneel, fizeram com que a participação dele na Pasta fosse vista com desconfiança por analistas de mercado e agentes do setor elétrico desde o início.
Enquanto esteve no cargo, Efrain adotou uma postura contida. Evitou a imprensa, entrevistas, e participou de poucos eventos para representar o MME em ausências de Silveira. Mesmo assim, seu nome esteve envolvido em decisões polêmicas, como a aprovação pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), em outubro, do despacho de termelétricas Termonorte I e II, que pertencem ao empresário Carlos Suarez, para garantir o abastecimento no norte.
No último trimestre do ano passado, os olhos do setor se voltaram à tentativa do governo de retomar a importação de energia elétrica da Venezuela. Isso porque a única empresa habilitada para a operação até o momento foi a Âmbar Energia, do Grupo J&F, que havia tido um pleito atendido por Efrain enquanto diretor da Aneel, de forma monocrática, em processo relativo a um leilão emergencial em 2022 em contrariedade à área técnica e ao edital do certame feito pela própria agência reguladora.
Outra decisão contestada durante seu mandato na agência reguladora foi a concessão de medida cautelar em favor da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), suspendendo a eficácia da resolução de 2017, que trata do financeiro do tema, por alegar "possível ilegalidade detectada" na metodologia dos cálculos. O despacho foi derrubado pela diretoria da agência dias depois, mas o tema segue em aberto até hoje na agência.
Fonte e Imagem: Broadcast - Estadão.

// - Garantir a sustentabilidade do setor elétrico é desenvolver o Brasil

Ao assegurarmos maior espaço de investimentos em modernização, podemos aproveitar as potencialidades da economia verde e da transição energética.
Temos uma grande expectativa de prosperidade quando percebemos o extraordinário potencial de desenvolvimento econômico do Brasil ao falarmos sobre as oportunidades trazidas pela transição energética e pela economia verde — pauta prioritária nas falas e nas agendas do governo e do Congresso Nacional.
O setor elétrico brasileiro, pilar fundamental da soberania, da economia e para a melhoria de indicadores sociais, é um componente estratégico absolutamente transversal em todos os setores da economia e da sociedade que precisa entrar na equação das agendas climáticas.
O momento é oportuno ao debate, pois estamos vivendo consequências gravosas, cada vez mais constantes, deixadas pelas alterações climáticas. Isso exige um repensar do atual sistema e da própria tarifa aplicada, para ampliar a capacidade de investimento, atualização e resiliência da infraestrutura elétrica.
Vamos raciocinar juntos: ao longo dos anos, pressionado pela globalização, tecnologia e agendas ambientais, o setor elétrico tem sofrido mutações aceleradas. Não à toa, é urgente que haja um compromisso dos Três Poderes pela sustentabilidade dessa força motriz.
O custo da energia é uma das chaves do desenvolvimento. A segurança eletroenergética também. Um país soberano e fortalecido não pode abrir mão de sua missão na formulação e implementação de políticas que visem assegurar o adequado planejamento e funcionamento da energia elétrica em seu território.
É preciso compreender o que a transição energética impõe: geração limpa de energia, redução de emissão de gases, novos investimentos em ativos estratégicos, comercialização de certificados para o Brasil e exterior, créditos de carbono e, com isso, uma série de investimentos, oportunidades, atividades empresariais e negócios. E, obviamente, a segurança elétrica por meio de infraestrutura é fundamental para isso.
Não custa lembrar que a matriz elétrica brasileira já é majoritariamente limpa, renovável, ou seja, exemplar para o mundo, beirando os 90% de fontes limpas — o dobro da média mundial —, o que nos posiciona em uma condição mais estratégica que a da maioria dos países e nos permite escolher melhor as nossas políticas sob a óptica dos impactos positivos ao nosso desenvolvimento.
Recentemente, o Brasil tomou decisões que acabaram impactando sobremaneira a conta de luz dos brasileiros e, ainda, trazendo riscos operacionais ao funcionamento do setor. Nesse sentido, duas questões são vitais.
A primeira é a segurança que as fontes de energia (água, sol, vento, gás, carvão, nuclear, biomassa, entre outras) devem garantir ao sistema elétrico, já que naturalmente a segurança energética não advém de uma única fonte de energia, mas de um mix de fontes que asseguram energia 24 horas para a matriz.
A segunda é o custo dessa energia para o conjunto de consumidores. O ideal é que esses custos sistêmicos sejam rateados isonomicamente entre todos os usuários do serviço — o que não ocorre hoje. Em geral, o mais pobre paga pelo benefício do mais rico. Isso está errado e colabora para o colapso do sistema elétrico do ponto de vista da sua financiabilidade. O resultado? Reajustes de tarifas na ordem de 20% a 40%, por exemplo.
Um sistema elétrico muito ancorado em energia intermitente, como a eólica ou a solar, pode gerar consequências no funcionamento e na operação interligada nacional, levando a graves instabilidades e a custos excessivos. Um sistema verdadeiramente seguro entrega soberania, prosperidade, competitividade e desenvolvimento.
Há sinais emitidos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) que indicam risco sistêmico em função do crescimento abrupto na matriz por geração solar fora do planejamento setorial, o que tem sido objeto de uma série de iniciativas operacionais para buscar reduzir esse risco — que custam, claro, aos consumidores e, portanto, à sociedade.
É preciso, para toda e qualquer política que envolva energia, avaliar as questões relacionadas à infraestrutura, à segurança do funcionamento do sistema e ao conjunto de custos aos consumidores. Isso, a rigor, não vem sendo feito adequadamente.
Outras questões relevantes na sustentabilidade do serviço de energia elétrica brasileira são a alta carga tributária, os exagerados encargos setoriais e o furto endêmico de energia.
A tributação no setor elétrico é a primeira delas: 30% de sua conta de luz é resultado de tributação de diferentes espécies.
Objetivamente, a Proposta de Emenda à Constituição (PEC) 45/2019 traz alguns avanços modestos, mas positivos, a esse bem essencial e pode resultar em uma eficiência tributária total na ordem de 20% de redução, considerando o atual modelo. Se isso de fato acontecer, teremos um aumento de cerca de 1% ao ano no Produto Interno Bruto (PIB) só em função dessa diminuição, conforme estudos do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea). Contudo, ainda temos um conjunto de leis a serem editadas e uma transição de uma década para sentirmos na prática a efetividade da mudança.
A segunda questão principal tem relação com os encargos setoriais. Destaque para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que, crescente a cada ano, já alcança 20% da conta de luz e equivale a R$ 37 bilhões do bolso dos consumidores — valor que pode chegar a R$ 50 bilhões nos próximos dois ou três anos. A CDE afeta especialmente os mais carentes, porque quem pode migrar para o mercado livre ou instalar um painel solar tem descontos de até 100% nesses encargos.
A terceira e última questão tem relação com o furto de energia, que já soma mais de R$ 10 bilhões ao ano. Prejudica os consumidores que pagam adequadamente as suas contas e os estados que não arrecadam, também ceifa a vida de pessoas pela clandestinidade e gera consequências desastrosas para a sociedade.
O furto de energia é um problema que vai muito além do setor elétrico e tem tido pouco espaço e engajamento nas instituições que devem enfrentar e coibir esse tipo de delito.
O Judiciário tende a olhar o tema sob a ótica consumerista, as polícias normalmente não têm estrutura adequada para enfrentar esse crime, o Legislativo não discute o assunto sistemicamente, os órgãos de proteção a consumidores estão pouco engajados no dever de informá-los sobre direitos e deveres e, principalmente, é transversal a tudo: a ausência de políticas de Estado nas três dimensões do Poder.
Sem uma política pública urgente, firme e estruturada de orientação, prevenção e repressão — como se fez com a clandestinidade há uma década —, muito dificilmente teremos êxito no combate ao furto de energia no País, e esse problema vai engolir nossa segurança energética, nossa competitividade e nossa prosperidade.
Fonte e Imagem: Exame.

// - Falta energia para os planos de hidrogênio verde

IEA revisa projeções para baixo devido a ritmo lento de desenvolvimento dos projetos.
A Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês) revisou para baixo suas expectativas em relação ao mercado global de hidrogênio verde, produzido a partir da eletrólise com energias renováveis.
Relatório (.pdf) publicado nesta quinta (11/1) mostra que a capacidade renovável dedicada à produção hidrogênio e derivados deverá crescer em 45 GW entre 2023 e 2028, representando apenas cerca de 7% do total de empreendimentos anunciados para o período.
“Revisamos para baixo nossas previsões para todas as regiões, exceto a China”, diz a IEA.
China, Arábia Saudita e Estados Unidos respondem por mais de 75% da capacidade destinada à produção do gás de baixo carbono até 2028.
Segundo a agência, a previsão deste ano é 35% menor do que em 2022, motivada, principalmente, pelo ritmo lento na tomada de decisões finais dos projetos.
A maior revisão para baixo é para a região da América Latina, que caiu de cerca de 6 GW até 2028 para quase zero, com anúncios no Chile e Brasil demorando mais do que o esperado para avançar para as próximas etapas.
Globalmente, o Banco de Dados de Projetos de Hidrogênio da IEA mapeou mais de 360 GW de eletrolisadores previstos para entrar em operação antes de 2030 e em vários estágios de desenvolvimento. Mas, até a redação do relatório, apenas 3% (12 GW) deles haviam atingido o fechamento financeiro ou iniciado a construção.
“O desenvolvimento de projetos em vários mercados tem sido afetado por atrasos no envio de eletrolisadores devido a demoras nas encomendas de fábricas e, em alguns casos, por falhas em equipamentos. Alguns dos projetos planejados no relatório Renováveis 2022 não tiveram atualizações ao longo do último ano ou foram cancelados completamente”, diz o documento.
Além da América Latina, a previsão é menos otimista para a Ásia-Pacífico, principalmente devido à incerteza na Austrália sobre o futuro de projetos paralisados.
A IEA observa que a licença ambiental de um projeto expirou antes do fechamento financeiro, e os planos para projetos em Bell Bay foram suspensos devido à alta demanda de água e disputa por transmissão.
“A expansão da capacidade de energia renovável para a produção de hidrogênio precisa acelerar se os governos desejam cumprir suas metas de 2030. Em quase todos os mercados, o crescimento no cenário principal é insuficiente”, alerta a IEA.
Incentivo à demanda
Faltam compradores e a inflação está impactando os custos de produção. O hidrogênio verde ou de baixo carbono promete ajudar a indústria intensiva a descarbonizar seus produtos e também é um importante insumo para a produção dos combustíveis que serão usados por aviões e navios na transição energética.
Até 2050, é esperado que o frete marítimo precise de 50 milhões de toneladas de hidrogênio verde por ano para o fornecimento de amônia e metanol como combustível.
Só que o custo é alto. Ganhar competitividade com o fóssil, que hoje já atende a produção de fertilizantes e refino, por exemplo, é o grande desafio.
O relatório aponta que políticas de incentivos são necessárias, mas precisam dar mais atenção aos consumidores.
“O apoio governamental ainda é necessário para tornar o hidrogênio renovável e seus derivados atraentes para os usuários finais. No entanto, grande parte do apoio político existente está focado em fornecer suporte aos desenvolvedores que fornecem hidrogênio, em vez dos consumidores”, observa a IEA.
Alinhamento chinês
A China é o único mercado onde o ritmo de crescimento provavelmente atingirá as metas anunciadas, de acordo com o cenário principal da IEA.
A previsão é que a capacidade de energia renovável ultrapasse 24 GW até 2028, muito acima dos 1 GW necessários para produzir a meta de 100.000 a 200.000 toneladas/ano de hidrogênio renovável anunciada pelo governo. A maior parte desse crescimento vem de empresas estatais.
Curtas
Mineração no fundo do mar
A Noruega deu mais um passo para se tornar o primeiro país do mundo a abrir seu espaço marinho para a mineração comercial em águas profundas. Na terça (9/1), o parlamento aprovou a exploração por 80-20.
A decisão foi tomada apesar dos avisos de cientistas de que poderia ter um impacto devastador na vida marinha, e da oposição da União Europeia e do Reino Unido, que pediram uma proibição temporária da mineração em águas profundas devido a preocupações ambientais.
Embora a decisão inicialmente se aplique às águas norueguesas, ela exporá uma área maior do que a Grã-Bretanha – 280.000 km² (108.000 milhas²) – à possibilidade de mineração por empresas, que poderão solicitar licenças para extrair minerais como lítio, escândio e cobalto, relata o The Guardian.
E em reservas legais
Enquanto isso, no Brasil, a Assembleia Legislativa do Mato Grosso aprovou, esta semana, uma lei que permite o desmatamento de áreas de Reserva Legal em propriedades rurais para mineração. Há um ano, uma outra lei com a mesma autorização já havia sido sancionada, mas foi questionada na justiça e uma liminar suspendeu seus efeitos.
Do lítio ao carro elétrico
A chinesa BYD promete verticalizar toda sua produção de veículos elétricos no Brasil, desde a exploração e beneficiamento do lítio, passando pela fabricação de baterias, até a produção de ônibus e automóveis.
Diferente do resto do mundo, no Brasil, o híbrido flex a etanol também fará parte do portfólio da companhia, conta o presidente do Conselho da BYD Brasil, Alexandre Baldy, em entrevista à agência epbr. A ideia é “fazer do Brasil um hub regional na América Latina para a BYD”.
Programa de trainee
Engie, TAG e Jirau Energia abrem inscrições para o Programa de Trainee 2024 com vagas externas afirmativas para mulheres. As oportunidades estão disponíveis em todas as regiões do país e, para concorrer, é preciso se identificar com o gênero feminino e ter formação em engenharia, administração, economia ou tecnologia da informação entre dezembro/2020 e dezembro/2023. Para algumas vagas também é necessário possuir um nível de inglês intermediário.
Fonte e Imagem: epbr.

// - Leilões de transmissão podem atingir R$ 56bi

Os investimentos em novas linhas de transmissão podem atingir R$ 56,2 bilhões nos próximos anos. As estimativas estão no Programa de Expansão da Transmissão (PET) e no Plano de Expansão de Longo Prazo (PELP) relativo ao segundo semestre de 2023, conforme estudos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Desse total, R$ 24,7 bilhões são investimentos em ativos que serão negociados nos dois leilões de linhas de transmissão previstos para este ano, que ocorrem em março e setembro.
Os objetivos dos novos projetos são aumentar a margem de escoamento da geração renovável para os centros consumidores, melhorar o atendimento regional nos Estados, melhorar a confiabilidade no fornecimento de energia para determinadas regiões do país e trazer soluções para sobrecarga.
Ao Valor, o presidente da EPE, Thiago Prado, disse que, junto com a agência reguladora (Aneel) e o Ministério de Minas e Energia (MME), vem trabalhando a garantia de financiamento para os projetos com o BNDES, além de avaliar a capacidade do setor industrial em atender a demanda que surgirá com os novos projetos.
Só no ano passado foram contratados R$ 37,5 bilhões em projetos, que visam principalmente ampliar a capacidade de transmissão da energia eólica e solar gerada no Nordeste para os centros de consumo do Sudeste e Sul. Os certames de 2024 seguem uma lógica parecida, enquanto para o futuro o olhar do setor vai se virar mais para o Norte.
“Os investimentos estão bem distribuídos entre Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Sul, entre R$ 15 bilhões e R$ 18 bilhões entre as regiões, o que mostra que a distribuição das obras está equalizada nesta questão de demanda e oferta. Para a região Norte, encaminhamos uma proposta para o MME de um plano de trabalho dos estudos de transmissão e a ideia é avançar nas interligações de Manaus e Boa Vista para aumentar a confiabilidade”, disse.
Prado acrescenta que a implementação de um novo circuito na região Norte resultará na diminuição da geração térmica local, com a perspectiva grande de redução da tarifa. Em virtude disso, ele antecipa que, no próximo ciclo de planejamento, a região Norte deverá receber mais investimentos. Devido à sensibilidade ambiental das áreas em questão, os estudos estão sendo discutidos em colaboração com o Ibama.
O estudo contempla uma nova linha de corrente contínua de alta tensão (HVDC, na sigla em inglês) que ligará o Nordeste ao Sul. O relatório deverá ser concluído em outubro, mas a perspectiva é que o leilão seja realizado e 2025 ou 2026, segundo ele, com previsão de operar em 72 meses.
“Outro ponto é a integração de plantas de hidrogênio. São unidades muito grandes, que usando a eletrólise consomem 2 gigawatts (GW). Temos uma base de dados de projetos de hidrogênio e na região Nordeste os registros somam 30 GW”, destaca.
Apesar dos números superlativos, ele destaca que é preciso ter cautela, já que os projetos não saem do papel sem os contratos de longo prazo (PPAs, na sigla em inglês). Prado acredita que os futuros certames permanecerão aquecidos e com tendência de muita concorrência e fortes deságios.
Isso ocorre porque as concessões de transmissão são consideradas as mais seguras do setor elétrico: é um mercado totalmente regulado, em que o vencedor ganha um contrato de 30 anos indexado ao IPCA e sem risco de inadimplência. O empreendedor que conseguir antecipar as obras ganha ainda uma Receita Anual Permitida (RAP) extra.
O sócio-diretor de Energia e Infraestrutura da consultoria alemã Roland Berger, Georges Almeida, lembra que o setor aumentou cerca de 80% sua capacidade na última década com leilões que têm surpreendido pela constância, competitividade, fortes deságios e grandes “players” com capacidade de investimento. Para ele, o anúncio de mais investimentos para reforçar e aumentar a capacidade é conjunturalmente um sinal positivo, porque é indispensável no curto prazo.
Por outro lado, há ainda espaço para aumentar a redundância e caminhos alternativos em caso de falha nos pontos críticos. “Por isso, se pensarmos de maneira estrutural, achar que a construção de mais linhas de transmissão é a panaceia para trazer para zero as chances de grandes blecautes é no mínimo questionável”, afirma.
O ex-diretor da Aneel, Edvaldo Santana, diz que o setor de transmissão deve ganhar protagonismo no setor elétrico. Contudo, ele chama atenção para o Leilão de Reserva de Capacidade, um mecanismo utilizado para assegurar que haja capacidade de geração suficiente para atender a demanda dos consumidores em momentos de forte alta de consumo em pouco espaço de tempo.
“Usinas que possam agregar energia rapidamente, sobretudo nos horários entre às 14h e 18h, quando aumenta a carga e, após às 16h, quando a energia solar para de gerar. Ou seja, não para agregar energia ao sistema, mas dar segurança e confiabilidade”, explica.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Efrain Pereira da Cruz exonerado do Ministério de Minas e Energia

Diário Oficial da União traz a exoneração do secretário-executivo da pasta, que será substituído por Arthur Valério.
Apuração em andamento.
O secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Efrain Pereira da Cruz, foi exonerado nesta quinta-feira (11/1) do cargo. Será substituído por Arthur Valério, que comandava a assessoria jurídica do ministério.
A exoneração pegou a indústria de energia de surpresa.
Efrain da Cruz é também representante do governo no Conselho de Administração da Petrobras.
É da cota do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, e ligado aos senadores Marcos Rogério (PL/RO) e Davi Alcolumbre (União/AP).
Ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Efrain foi para o ministério em março. É ligado aos senadores Marcos Rogério (PL/RO) e Davi Alcolumbre (União/AP).
Advogado, especialista em Direito da Energia, fez carreira no setor elétrico. Seu currículo inclui experiências como diretor das Centrais Elétricas de Rondônia (Ceron) e da Companhia de Eletricidade do Acre (Eletroacre).
Foi também membro consultor-titular da Comissão Especial de Energia do Conselho Federal da Ordem dos Advogados do Brasil (OAB) e presidente da Associação de Reguladores de Energia dos Países de Língua Oficial Portuguesa (Relop).
Fonte e Imagem: epbr.

// - COP 28: nos posicionamos, agora precisamos agir

Escrevo este artigo com a cabeça fervilhando diante de tudo que aconteceu em Dubai, onde pude acompanhar uma sinalização, ainda que tímida, de redução do uso de combustíveis fósseis. Resultado esperado, uma vez que estamos no país do petróleo cujo presidente da COP é também CEO de uma petroleira e onde o petróleo é responsável pela receita de mais de 60% dos países signatários da COP. Entende-se ser este um instrumento de poder muito grande para abrir mão em uma única assinatura. Mas tivemos avanços se olharmos o histórico. Vemos que, pela primeira vez em 31 anos, saiu algo escrito sobre a transição para a redução gradativa dos combustíveis fósseis, ao mesmo tempo que houve a consagração da meta de redução do aquecimento do planeta em 1,5 C.
Como ponto positivo, tivemos uma grata surpresa logo no começo das discussões. Cinco horas após o início da conferência, ouvimos o anúncio de recursos para perdas e danos, pauta esta que ficou travada nas duas últimas edições e que agora registra a sinalização dos países desenvolvidos para enviar recursos aos países em desenvolvimento como compensação por danos causados a partir do aquecimento global. De lá para cá, as discussões giraram em torno do estoque de carbono e como reduzir emissões.
Dentro das plenárias sobre a matriz econômica global, participei de 12 painéis onde pude discorrer sobre economia de baixo carbono e o futuro da sociedade na neo economia. Este é o cenário da política industrial, cujo Brasil tem claro protagonismo, e para o qual acompanho e trabalho, para a promoção do país como provedor de soluções de energia renovável. Estamos em um país capaz de atrair investimentos, indústrias e cadeias produtivas para a produção de bens e serviços descarbonizados. Neste aspecto, avançamos bastante e ficou claro que este novo modelo está fundamentado na energia. E não só isso, o Brasil tem toda uma possibilidade de apresentar soluções baseadas na natureza, quando olhamos para a Amazonia, bioeconomia, o agronegócio. Estamos bem posicionados.
Acompanho a COP desde 2014 e fico feliz em dizer que se tratou da melhor edição. Na COP 27, o GWEC (Global Wind Energy Council) e a IRENA (Agência Internacional para as Energias Renováveis) lançaram uma aliança global para investimentos em energia eólica offshore, fonte que é entendida como uma das grandes ferramentas na luta contra o aquecimento global devido à sua gigante capacidade de geração de eletricidade com baixíssimo impacto. Hoje, um ano depois, vimos o Brasil assinar sua adesão, mostrando sua abertura para o desenvolvimento da matriz energética limpa e renovável.
Olhando especificamente do ponto de vista das energias renováveis, a COP 28 seguiu o script das demais: traçar o caminho para atingir as metas de descarbonização passa pela transição energética por meio de fontes de baixo impacto ambiental. A diferença deste ano está na jornada. Em 2022, falamos sobre a preocupação com a velocidade dessa transformação. Falávamos em estruturar políticas de energias renováveis e criar ambiente adequado para investimentos no setor.
Em 2023, chegamos à COP como a maior delegação do mundo, com 1.337 pessoas, do presidente Lula e seus ministérios às instituições governamentais, ONGs e classe empresarial. Trouxemos resultados em eficiência energética e produção de energia limpa, mostramos nosso potencial para novas tecnologias e que estamos preparados para atrair investidores ao Brasil, com o objetivo de financiar a transição energética justa.
Tivemos muitos marcos para compartilhar nessa Conferência. Chegamos ao final de 2023 com 30 GW de capacidade instalada de energia eólica. Ultrapassamos a marca de mil parques eólicos no Brasil e quase 11 mil aerogeradores em operação. Avançamos com a aprovação do marco legal do hidrogênio na Câmara, com o projeto de lei para eólica offshore e com a regulamentação para o mercado de carbono brasileiro. Estamos buscando a velocidade apontada na COP 27 como essencial para a transição e a descarbonização.
Nesta COP 28, chegamos como protagonistas. Saímos da discussão sobre como fazer e caminhamos no sentido de tornar efetiva toda a nossa potencialidade. Pensando no conceito de neoindustrialização, de transição da economia para baixo carbono e aproveitando dos recursos renováveis, não só interno, mas oferecendo ao mundo essa produção de energias renováveis como elétrica e biocombustíveis.
Volto para casa com essa missão para desenvolver ações dentro da ABEEólica e GWEC e também como integrante do grupo de trabalho para transição energética do conselhão do Lula. O objetivo é chegar à COP 30, no Brasil, ainda mais fortes e imprescindíveis nesta transformação global com a tarefa de casa já bastante avançada. Nosso trabalho é urgente! Mostramos o esforço do Congresso em aprovar medidas de incentivo ao hidrogênio verde e eólicas offshore, agora a Brasil não pode perder o ritmo. Temos que aprovar esses projetos de lei em definitivo, além de seguir com o mercado de carbono e de combustíveis do futuro. É a nossa vez, a hora é agora e 2024 teremos uma COP ainda mais favorável para o Brasil.
*Elbia Gannoum é presidente executiva da ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica), vice-presidente do GWEC (Conselho Global de Energia Eólica) e conselheira do CDESS (Conselho de Desenvolvimento Econômico Social Sustentável). As opiniões dos autores não refletem necessariamente o pensamento da Agência iNFRA, sendo de total responsabilidade do autor as informações, juízos de valor e conceitos descritos no texto.
Fonte e Imagem: Agência Infra.

// - Armazenamento de energia pode movimentar mais de US$ 12,5 bi no Brasil

Organização defende incentivos e metas para fomentar a integração das baterias à infraestrutura de energia elétrica.
Com previsão de crescimento de 12,8% ao ano até 2040, o mercado de armazenamento de energia deve adicionar até 7,2 gigawatts (GW) de capacidade instalada e movimentar mais de US$ 12,5 bilhões no Brasil, calcula a Clean Energy Latin America (Cela).
A estimativa considera o cenário atual, sem políticas específicas para a tecnologia. No entanto, a consultoria afirma que a adição de capacidade poderia chegar a 18,5 GW no período, com incentivos e metas para fomentar a integração das baterias à infraestrutura de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
“Isso inclui, por exemplo, a definição de tarifas para serviços auxiliares e o empilhamento de receitas, o que pode contribuir significativamente para a redução dos custos de implantação dos sistemas e aumentar a atratividade financeira dos projetos”, defende Camila Ramos, CEO da Cela.
A solução de armazenamento é discutida na Aneel desde 2016, como um desdobramento de uma chamada de P&D Estratégico. Em 2022, a agência publicou um roadmap regulatório dividido em três ciclos. O primeiro deles, previsto para o primeiro semestre de 2024, e o último para 2027.
Para a Cela, é necessário celeridade na regulação para garantir oportunidades em certos modelos de negócios como os Leilões de Reserva de Capacidade.
Por enquanto, o único projeto de armazenamento em larga escala do sistema de transmissão brasileiro é da ISA Cteep, na Subestação Registro (SP), uma das responsáveis pelo abastecimento do litoral sul de São Paulo. O empreendimento foi selecionado na chamada de P&D da Aneel em 2016.
Estocar energia elétrica é essencial para controlar as variações de fontes de energia que geram de forma intermitente, como solar e eólica. Atualmente, no Brasil, essa regulação tem sido feita com os reservatórios hidrelétricos, mas o crescimento exponencial das outras renováveis cria desafios tecnológicos e operacionais.
Marco legal
Em análise publicada em novembro do ano passado, a Cela destaca dois projetos de lei em discussão no Congresso Nacional que abrem perspectivas para que as soluções de armazenamento ganhem escala: o PL 414/2021 e o PL 1224/2022.
O PL 1224/2022, por exemplo, traz as primeiras definições para a atividade, propõe a criação de um agente armazenador, estabelece diretrizes e indica os serviços que podem ser oferecidos pelos agentes de armazenamento de energia.
Autora da análise, a consultora de Energias Renováveis da Cela Ana Zornitta explica que essas definições são importantes para determinar os custos e receitas associados aos sistemas – cruciais para viabilizar as operações.
“A implementação de regulamentações, estabelecimento de metas e oferecimento de incentivos desempenham um papel crucial no desenvolvimento do setor de armazenamento de energia. Nos Estados Unidos, líder nesse setor, é possível traçar uma linha do tempo que correlaciona as decisões regulatórias e os estímulos com o aumento da capacidade instalada dos sistemas de armazenamento de energia pelo mundo”, comenta Zornitta.
Como exemplo, ela cita a Lei de Redução da Inflação (IRA, em inglês), sancionada pelo governo de Joe Biden em 2022, que amplia o crédito de imposto de renda (ITC) para sistemas de armazenamento de energia, mesmo quando não estivessem vinculados a fontes renováveis. Além de estender o período de elegibilidade para esses créditos até 2032.
“Essa medida proporcionou benefícios fiscais que aumentaram a viabilidade econômica dos sistemas de armazenamento”, observa.
De acordo com a especialista, a combinação de ações regulatórias e incentivos foram fundamentais para posicionar os Estados Unidos como um dos líderes globais na produção e adoção de BESS – e deve servir de inspiração a outros países.
Entre 2017 e 2022, os EUA aumentaram sua capacidade instalada de BESS de 288 MW para 4.798 MW.
IRA: EUA vivem aumento na produção nacional de elétricos e baterias US$ 150 bi até 2030
No mundo, a meta de triplicar a capacidade renovável até 2030 para cumprir as metas do Acordo de Paris, além de incentivos em diferentes mercados na Ásia, Europa e América está impulsionando o mercado de sistemas de armazenamento de energia com baterias.
De acordo com a McKinsey, mais de US$ 5 bilhões foram investidos em BESS em 2022, quase triplicando em relação ao ano anterior. Para 2030, a previsão é que esse mercado alcance entre US$ 120 bilhões e US$ 150 bilhões – mais que o dobro do seu tamanho atual.
Do ponto de vista tecnológico, as baterias de íon de lítio dominam o mercado atualmente, mas íon de sódio começa a chamar a atenção.
Embora as baterias de sódio tenham vida útil e densidade energética menores que as de lítio, elas têm potencial de ser até 20% mais baratas e são mais seguras, aponta a McKinsey.
“Há também um argumento de sustentabilidade para as baterias de sódio, porque o impacto ambiental da mineração de lítio é alto. Tudo isso torna provável que as baterias de íon de sódio capturem uma parcela crescente do mercado de sistemas de armazenamento”, diz o relatório.
Minerais críticos precisam de política industrial no Brasil
Por falar em mineração de lítio…
Duas das principais empresas químicas de lítio da China, Chengxin Lithium Group e Yahua Industrial Group – fornecedores de hidróxido de lítio para Tesla, BYD e LG, entre outros – anunciaram um total de US$ 50 milhões para a Atlas Lithium, empresa americana que desenvolve um projeto de exploração do mineral no Vale do Jequitinhonha, em Minas Gerais.
O lítio é uma das matérias-primas críticas para a fabricação de baterias.
O contrato envolve o investimento direto na Atlas Lithium (US$ 10 milhões) e acordos de compra para a Fase 1 da produção de concentrado de espodumênio para baterias da companhia (US$ 40 milhões), em troca de 80% dos ativos da Atlas Lithium.
Enquanto isso, na Alemanha, a PowerCo, empresa de fabricação de baterias para veículos elétricos da Volkswagen, confirmou na última semana a aprovação da célula de estado sólido da QuantumScape no primeiro teste de resistência. A célula de lítio-metal sólido sem ânodo alcançou mais de 1.000 ciclos de carga, mantendo mais de 95% de sua capacidade.
Curtas
Prontos para ultrapassar 1,5°C
O ano de 2023 entrou para a história como o mais quente, mas 2024 pode tomar este posto, de acordo com os cientistas. De acordo com o Met Office do Reino Unido, o ano que acaba de começar pode ser o primeiro em que o aumento da temperatura média da superfície global ultrapassa 1,5°C.
Ao The Guardian, James Hansen, ex-cientista da Nasa responsável por alertar o mundo sobre os perigos das mudanças climáticas na década de 1980, disse que o aquecimento global causado pela queima de combustíveis fósseis, amplificado pelo evento climático El Niño, que ocorre naturalmente, até maio elevará as temperaturas para até 1,7°C.
Mais nuclear na França
A ministra francesa da Transição Energética, Agnes Pannier-Runacher, disse esta semana que o país possivelmente precisará construir mais de 14 novas usinas nucleares para reduzir sua dependência de combustíveis fósseis de 60% para 40% até 2035. Atualmente, o plano de transição da França prevê a construção de seis novas usinas.
Outra COP do petróleo?
O indicado pelo Azerbaijão para presidir a conferência climática da ONU em 2024 (COP29) é Mukhtar Babayev, ministro da Ecologia e Recursos Naturais do país e, como na edição do ano passado, um nome ligado ao setor de petróleo e gás. Babayev fez carreira na Socar, a petroleira estatal do país, onde trabalhou durante mais de duas décadas.
Chamada para inovação
Startups e empresas de tecnologia com projetos disruptivos voltados para as energias renováveis e hidrogênio verde podem se inscrever na 8ª edição do Energy Starter, um programa global de inovação aberta da EDP para acelerar o desenvolvimento e implementação de soluções para a transição energética. As inscrições podem ser feitas pelo site do programa, até 28 de janeiro, por empresas do mundo todo.
Fonte e Imagem: epbr.

// - EPE projeta R$56,2bi de investimentos em novas linhas de transmissão e subestações

Desse total, R$ 24,7 bilhões são aportes em ativos que devem ser negociados nos dois leilões de linhas de transmissão previstos para este ano.
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) projeta investimentos de R$ 56,2 bilhões em novas linhas de transmissão e subestações. Desse total, R$ 24,7 bilhões são investimentos em ativos que devem ser negociados nos dois leilões de linhas de transmissão previstos para este ano, de acordo com o Programa de Expansão da Transmissão/Plano de Expansão de Longo Prazo (PET/PELP), divulgado pela EPE na sexta-feira (05).
Dos R$ 56,2 bilhões a serem investidos, R$ 37,8 bilhões dizem respeito a aportes em linhas de transmissão, enquanto R$ 18,4 bilhões são relacionados a subestações. A extensão total dos projetos abordados pelos estudos da EPE é de 14,6 mil quilômetros.
Também do total previsto, R$ 30,6 bilhões envolvem projetos de escoamento da geração ou interligações e R$ 25,6 bilhões tratam de projetos para atendimento regional.
Considerando o aspecto regional, R$ 18,3 bilhões concentram-se no submercado Sudeste/Centro-Oeste, ao passo que R$ 16,9 bilhões devem ser aplicados no submercado Nordeste. O Sul deve contar com R$ 15,8 bilhões e o Norte, R$ 5,2bilhões.
O PET/PELP é divulgado pela EPE duas vezes por ano e esta edição (relativa ao segundo semestre de 2023) já considera os resultados do leilão de transmissão realizado em dezembro. O PET considera as obras para os próximos seis anos, enquanto o PELP avalia a necessidade do sistema a partir do sétimo ano.
O PET/PELP abrange apenas as obras cujos estudos já foram concluídos, mas que ainda não foram autorizadas ou licitadas.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - O ANO EM ENERGIA LIMPA: EÓLICA, SOLAR E BATERIAS CRESCEM APESAR DOS DE

Com a nova energia solar à frente, as energias renováveis se expandiram em velocidade vertiginosa em 2023, uma tendência que, se ampliada, ajudará a afastar a Terra dos combustíveis fósseis e a evitar o aquecimento grave e seus efeitos.
As energias limpas são atualmente algumas das menos dispendiosas, o que explica parte do crescimento. Os países também adotaram políticas de apoio às energias renováveis, em alguns casos mencionando receios de segurança energética, segundo a Agência Internacional de Energia. Esses fatores contrabalancearam as elevadas taxas de juros e os persistentes desafios na obtenção de materiais e componentes em muitos lugares.
A AIE fez uma projeção de que mais de 440 gigawatts de energia renovável seriam acrescentados em 2023, mais do que toda a capacidade energética instalada da Alemanha e da Espanha juntas.
Segue um resumo do ano em energia solar, eólica e baterias.
Mais um ano de destaque para a energia solar
China, Europa e EUA estabeleceram recordes de instalação de energia solar em um único ano, segundo a Agência Internacional para as Energias Renováveis (Irena).
O aumento da China superou o de todos os outros países, e ficou entre 180 e 230 gigawatts, a depender do resultado de projetos do final do ano. A Europa aumentou a capacidade em 58 gigawatts.
A energia solar é atualmente a forma mais barata de eletricidade na maioria dos países. Os preços dos painéis solares caíram impressionantes 40 a 53% na Europa entre dezembro de 2022 e novembro de 2023, e agora estão no valor mais baixo da história.
"Especialmente na Europa, a velocidade de expansão da implantação tem sido vertiginosa", diz Michael Taylor, analista sênior da Irena.
Quando os números finais de 2023 forem divulgados, espera-se que a energia solar ultrapasse em capacidade total a hidrelétrica em âmbito global, mas em termos de energia efetivamente produzida, a hidrelétrica ainda estará à frente na produção de energia limpa por algum tempo, porque opera 24h por dia.
Nos Estados Unidos, o estado da Califórnia continua a ser o principal produtor de energia solar, seguido por Texas, Carolina do Norte e Arizona.
Os incentivos estaduais e federais tiveram grande influência no crescimento da energia solar nos EUA, segundo Daniel Bresette, presidente do Instituto de Estudos Ambientais e Energéticos, uma organização sem fins lucrativos de educação e formulação de políticas.
Apesar do sucesso da energia solar em 2023, existem obstáculos. Houve escassez de transformadores, alerta Bresette, e as taxas de juros subiram.
Nos EUA, a fabricação de equipamentos para energia solar também cresceu. "Vimos o impacto da Lei de Redução da Inflação no crescimento dos investimentos (...) mais de 60 instalações de fabricação de equipamentos para energia solar foram anunciadas ao longo do ano passado", diz Abigail Ross Hopper, presidente e CEO da Associação das Indústrias de Energia Solar.
Desafios para a energia eólica
Até o final de 2023, o mundo tinha ampliado a energia eólica o suficiente para abastecer quase 80 milhões de residências, o que o tornou um ano recorde.
Assim como no caso da energia solar, a maior parte do crescimento, mais de 58 gigawatts, veio da China, segundo uma pesquisa da consultoria Wood Mackenzie. A China está a caminho de ultrapassar sua ambiciosa meta para 2030, de 1.200 gigawatts de energia solar e eólica em grande escala, cinco anos antes do previsto, caso sejam concluídos os projetos planejados, segundo a organização Global Energy Monitor.
A China foi um dos poucos mercados em crescimento este ano para energia eólica, segundo o Conselho Global de Energia Eólica. Concessão mais rápida de licenças e outras melhorias em mercados importantes como Alemanha e Índia também ajudaram a ampliar a energia eólica. Mas as instalações caíram 6% na Europa em relação ao ano anterior, segundo a Wood Mackenzie.
Desafios de curto prazo, como inflação alta, aumento das taxas de juros e do custo dos materiais de construção obrigaram algumas incorporadoras eólicas oceânicas a renegociar ou até mesmo a cancelar contratos de projetos, e algumas incorporadoras eólicas terrestres precisaram adiar projetos para 2024 ou 2025.
Os ventos econômicos desfavoráveis chegaram em um momento complicado para a nascente indústria eólica offshore dos EUA, que tenta lançar os primeiros parques eólicos offshore em escala comercial do país. As obras começaram em dois deles no ano passado. Ambos pretendem abrir as portas no começo de 2024, e um dos locais já está enviando eletricidade para a rede dos EUA. Grandes parques eólicos offshore vêm produzindo energia há trinta anos na Europa e, mais recentemente, na Ásia.
Após anos de crescimento recorde, o grupo industrial American Clean Power (ACP) previa que até o fim de 2023 menos energia eólica terrestre fosse adicionada nos Estados Unidos, suficiente para abastecer cerca de 2,7 a 3 milhões de residências. O grupo explica que as incorporadoras estão aproveitando os novos créditos fiscais aprovados no ano passado com a Lei de Redução da Inflação, mas levam anos para colocar os projetos em prática. Desde a promulgação dessa lei, foram anunciados 383 bilhões de dólares (1,87 trilhão de reais) de investimentos em energia limpa, segundo o grupo.
"Estamos falando sobre 2023 essencialmente como um ano de desempenho inferior, mas olhando de forma mais ampla, 8 a 9 gigawatts ainda é um número que entusiasma. É muita energia limpa sendo adicionada à rede", diz John Hensley, vice-presidente de pesquisa e análise da ACP.
Mundialmente, o aumento da energia eólica também foi mais lento no ano que passou. Os três principais mercados do ano ainda foram China, Estados Unidos e Alemanha para energia eólica de produção terrestre, e China, Reino Unido e Alemanha para produção offshore.
Os analistas preveem que a indústria global se recupere este ano, e disponibilize cerca de 12% mais energia eólica em todo o mundo.
Em junho, o setor comemorou ter ultrapassado 1 terawatt de energia eólica instalada mundialmente. Atingir esse marco demorou mais de 40 anos, mas o segundo terawatt pode levar menos de 7 anos, no ritmo atual da indústria.
Um grande ano para as baterias
Em meio à crescente pressão para tornar o transporte menos prejudicial ao clima, a tendência dos veículos elétricos acelerou mundialmente em 2023, com expectativa de que um quinto dos carros vendidos tenham sido elétricos, segundo a Agência Internacional de Energia. Isso significa que foi também um ano de destaque para as baterias.
Mais de 43,4 bilhões de dólares (212,4 bilhões de reais) foram gastos em fabricação e reciclagem de baterias apenas nos EUA em 2023, em grande parte graças à Lei de Redução da Inflação, segundo a Atlas Public Policy. Isso coloca os EUA em condições mais próximas às da Europa, mas ainda bem atrás da potência das baterias, a China.
Os EUA e a Europa tinham em construção no final de novembro, cada um, 38 grandes fábricas de baterias, as chamadas "gigafábricas", segundo a agência Benchmark Mineral Intelligence. A China, porém, tinha 295 em andamento.
O setor continuou a explorar diferentes meios de fabricação de baterias sem tanta dependência de materiais nocivos, assim como formas de tornar os componentes mais sustentáveis, e a indústria de reciclagem de baterias teve avanços, segundo os especialistas.
O custo das principais matérias-primas das baterias, incluindo o lítio, também caiu significativamente, segundo Evan Hartley, analista sênior da Benchmark.
"O custo das baterias está agora em uma trajetória que permitirá à maioria dos americanos comprarem um veículo elétrico", diz Paul Braun, professor de ciência dos materiais e engenharia na Universidade de Illinois.
2023 não foi uma jornada fácil. A indústria dos EUA, em especial, enfrentou vários ventos desfavoráveis. Uma enorme instalação de fabricação de baterias da Panasonic no estado do Kansas sofreu desafios energéticos. A Toyota precisa recrutar um grupo de talentos para sua unidade na Carolina do Norte. Foram encontradas violações de saúde e segurança em uma fábrica joint venture entre a General Motors Co. e a LG Energy Solution no estado de Ohio. E a lista continua.
Independentemente da região, persistem desafios em relação aos minerais, às cadeias responsáveis de suprimento, e à ampliação da infraestrutura de recarga. "Esse será o próximo item da pauta", diz John Eichberger, diretor-executivo do Instituto de Energia de Transportes.
Mas os especialistas estão otimistas de que o setor de baterias continuará a crescer em todo o mundo.
"A história das baterias nos EUA, em pequena escala, é a história das baterias mundialmente em grande escala, em 2023", diz Daan Walter, diretor da equipe de estratégia do Instituto Rocky Mountain, um grupo de pesquisa de sustentabilidade, "e como foi importante essa mudança em 2023?
Fonte e Imagem: Estadão - Broadcast.

// - Leilões em 2023 geraram mais de R$ 38bilhões em investimentos ao setor de energia,diz B3

Os leilões de transmissão têm sido realizados no Brasil com a finalidade principal de escoar o excedente de energia renovável no Nordeste do Brasil para os grandes centros consumidores do Sul e Sudeste.
A série de rodadas de leilões promovidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e Ministério de Minas e Energia (MME) realizados na sede da B3, em São Paulo, nos setores de transmissão de energia e iluminação pública movimentaram R$ 38,4 bilhões em investimentos a serem realizados em até 72 meses, segundo dados da bolsa de valores brasileira.
Os leilões de transmissão têm sido realizados no Brasil com a finalidade principal de escoar o excedente de energia renovável no Nordeste do Brasil para os grandes centros consumidores do Sul e Sudeste, além de reforçar o Sistema Interligado Nacional (SIN).
O maior certame ocorreu em dezembro, quando foram leiloados três lotes de empreendimentos nos Estados de Goiás, Maranhão, Minas Gerais, São Paulo e Tocantins, com previsão de investimento de R$ 21,7 bilhões.
Em junho, foram leiloados mais nove lotes com captação de R$ 15,7 bilhões em investimento, que beneficiarão os Estados da Bahia, Minas Gerais, Espírito Santo, Sergipe, Rio de Janeiro e Pernambuco.
No geral, foram mais de 9 mil quilômetros de linhas de transmissão concedidas em todas as regiões do país, com cerca de 66 mil empregos a serem gerados diretamente. O deságio médio para esses dois leilões foi de 43%.
“Buscamos oferecer um ambiente de negócios que reúne bons projetos a investidores privados, agregando a transparência, credibilidade e segurança”, disse o Superintendente de Relacionamento e Governança em Licitações da B3, Guilherme Peixoto.
Nos últimos cinco anos, os descontos médios nos leilões de transmissão de energia permaneceram elevados. Nas oito licitações desde 2019, os deságios foram, em ordem cronológica, de 60,3%, 55,2%, 48,1%, 50%, 46,2%, 38%, 51% e 40,9%. O mercado tem demonstrado forte interesse no setor, resultando em leilões sucessivos com descontos significativos oferecidos pelas empresas.
Essa tendência deve continuar na próxima concorrência, agendada para março de 2024, quando serão contratados R$ 18,2 bilhões em investimentos para a construção de 6.464 km de linhas e 9.200 MVA (megavolt-amperes) em capacidade de transformação.
No setor de iluminação pública, nove projetos foram conduzidos por diversas prefeituras, o maior número desde 2020, quando ocorreram sete projetos. Estima-se que mais de 3 milhões de habitantes nas regiões Sul, Sudeste e Nordeste devem ser atingidas, com investimentos totais de R$ 1 bilhão em capex e opex nos sistemas de iluminação. Os leilões realizados na B3 resultaram em deságios médios de 51%, gerando uma economia mensal de mais de R$ 5 milhões para os municípios
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Matriz elétrica brasileira teve no ano passado o maior aumento anual desde 2016, diz Aneel

Principal contribuição para o aumento veio da energia eólica, com 140 unidades inauguradas no ano passado.
Impulsionada pela energia eólica e solar, a matriz elétrica brasileira terminou 2023 com crescimento de 10.324,2 megawatts (MW), informou nesta quarta-feira, 3, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Apenas em dezembro, foram acrescidos 1,9 gigawatt (GW) à capacidade instalada do País, com a entrada em operação comercial de 51 unidades geradoras.
O acréscimo anual superou a meta de 10.302,4 MW estabelecida pela Aneel para o ano passado. Esse foi o maior incremento na matriz elétrica brasileira desde 2016, quando foram incorporados 9.527,8 MW à geração de energia.
A principal contribuição para o aumento veio da energia eólica. Com 140 unidades inauguradas no ano passado, a modalidade registrou aumento de 4.919 MW, o equivalente a 47,65% do incremento total. Em segundo lugar, está a energia solar, cuja geração aumentou 4.070,9 MW com a entrada em operação de 104 centrais fotovoltaicas, 39,51% do acréscimo.
Completam a lista 1.214,9 MW gerados por 33 termelétricas, 158 MW de 11 novas pequenas centrais hidrelétricas e 11,4 MW de três novas centrais geradoras hidrelétricas. Ao todo, 291 empreendimentos de energia entraram em operação no ano passado em 19 estados. Os Estados com maior acréscimo foram a Bahia (2.614 MW), o Rio Grande do Norte (2.278,5 MW) e Minas Gerais (2.025,7 MW).
Capacidade total
Os dados de geração de energia são atualizados diariamente no Sistema de Informações de Geração da Aneel (Siga). Com o acréscimo em 2023, o país acumulou 199.324,5 MW de potência elétrica fiscalizada pela Aneel e deve superar a marca de 200 mil MW neste ano.
O Siga compila os dados das usinas em operação e de empreendimentos outorgados em fase de construção. Segundo o sistema, 83,67% das unidades de produção de energia brasileira são consideradas renováveis. A energia hídrica corresponde a 55,19%, seguida pela eólica (14,4%), biomassa (8,43%) e solar (5,77%)./AGÊNCIA BRASIL.
Fonte e Imagem: Estadão.

// - 2024: Desigualdade à brasileira e a pauta verde, energia para melhorar o Brasil!

A pauta verde talvez seja o único cavalo selado que realmente faça o Brasil mudar sua trajetória e perder essas oportunidades agora, pode significar não termos mais tempo para o Brasil avançar economicamente e socialmente.
Não é de hoje que a sociedade brasileira convive com injustiças e políticas públicas que, ao cabo, não entregam valor ou melhoria estrutural para a sociedade. Vejo, ainda, com muita preocupação, o Estado tendo que dividir ou acomodar, perigosamente, espaços no seu papel na função precípua de organizar, assegurar, gerar e gerir políticas públicas.
E começar o ano de 2024 com essas afirmativas não é sinônimo de desconfiança, incredulidade ou coisa que o valha. É, justamente, o contrário.
O Brasil fecha o ano de 2023 com dados macroeconômicos de invejar qualquer país de primeiro mundo (PIB, inflação, balança comercial e daí vai). E isso nos dá uma vantagem única para fazer as mudanças que precisamos, agora. Timing é tudo!
Mas por qual razão muitas famílias, especialmente as mais carentes, não sentem e enxergam esses macro dados positivos nas suas rotinas?
A explicação não é simples, mas há fatos importantes que todos nós deveríamos atentar.
O Brasil é um país de estrutura funcional pesada e de contornos sociais absolutamente desiguais. 60% dos brasileiros vivem com até 1 salário mínimo de renda e mais de 70 milhões de brasileiros e brasileiras vivem com tarifa social de energia e esse número ainda crescerá muito em função dos aprimoramentos de cadastros, o que por si só já atesta o nosso hiato social.
Mas você se pergunta nesse momento, o que esse texto tem a ver com o título do artigo? Vamos seguir por mais algumas linhas que chegaremos lá.
Acesse “transição energética Brasil” no google que você verá que aqui está o nosso cavalo selado, ou o que chamo de grande chance transformacional. Novas tecnologias e fronteiras, novas oportunidades e negócios e pelo menos US$ 1 trilhão de dólares envolvidos e o País dessa vez com uma verdadeira vantagem competitiva em relação ao resto do mundo.
Tudo isso acelerado em razão dos debates derivados de acordos internacionais e compromissos nacionais para redução de emissão de Gases de Efeito Estufa (GEE) no combate ao preocupante aquecimento global, como estabelecido na convenção de Estocolmo[1] e Acordo de Paris[2].
Em termos de emissões em relação a outros países, o Brasil tem uma condição bastante invejável, pois goza de uma matriz elétrica e energética que são quase utópicas para outras economias mundiais. Temos 90% da matriz elétrica renovável e mais da metade da matriz energética é proveniente de fontes limpas. É, no mínimo, 100% melhor que a média mundial!
E não digo isso para criticar compromissos assumidos pelo Brasil para dar sua necessária contribuição ao mundo, que, de fato, tem um problema crescente de aquecimento global com aumento drástico no número de catástrofes em função dessa transição climática sentida e vivida. Mas temos deveres de casa mais urgentes e que nos colocam em alerta máximo por outros motivos.
Reitero que a condição do Brasil em termos de emissões não é gritante, sendo considerado um país de médias emissões. Diferente do que acontece, por exemplo, com China, USA e Índia, os que mais mandam GEE para a atmosfera, como revela estudo da NASA.
E aqui começo a direcionar aos pontos centrais desse artigo, voltando-me ao setor de energia e setor elétrico brasileiro, umbilicalmente ligado à pauta da transição energética, economia verde e a neoindustrialização.
Primeiro de tudo, se fizermos um clássico Pareto sobre as análises e relatórios mais completos, concluímos que no Brasil os principais emissores de GEE são:
i. desmatamento da floresta amazônica, com a movimentação de terras;
ii. O agro, com emissões na pecuária e na agricultura;
e iii. O setor de energia, com as emissões nos modais de transportes.
Os desafios para reduzir as emissões são particulares em cada país, por isso as soluções devem ser diferentes entre as nações, sob pena de importarmos soluções “ESG” que não resolvem as nossas dores.
Parece óbvio esse tipo de análise, mas não é. O processo decisório num país democrático é intenso, envolve um “N” número de interesses econômicos e setoriais, e normalmente são tomados dentro de um ambiente mais político e menos técnico, embora seja desejável um maior grau de peso a parte técnica daqui pra frente, pois o custo do erro pode ser fatal à sustentabilidade de setores e dos serviços públicos adequados e eficientes.
Muitas pautas no setor de energia e no setor elétrico são discutidas na ótica da transição energética, mas nem sempre as decisões tomadas encontram resultados satisfatórios dentro dos objetivos pretendidos.
Se temos, com base nos estudos, o maior número de emissões de GEE voltados ao desmatamento da Amazônia, à pecuária, à agricultura e aos modais de transportes, precisamos, claro, direcionar nossos esforços e compromissos na direção desses outliers, pois, de fato, são os itens que aumentam as emissões de GEE no Brasil.
A cicatriz só piora quando você não trata adequadamente a ferida. E aí que entra a nossa pauta verde, com muito empenho das lideranças e do presidente [da Câmara dos Deputados] Arthur Lira, e também alguns ministérios, ganhando tração e aprovação no último trimestre de 2023, muito em função dos compromissos e discussões oportunizadas pela COP28 realizada em Dubai.
Vale citar pelo menos 6 grandes projetos legislativos, já aprovados ou em aprovação, que buscam posicionar melhor o Brasil na chamada pauta verde.
Lei 14120/2021, que altera normas do setor elétrico, e basicamente sinaliza encerrar os incentivos financeiros no uso dos sistemas elétricos pelas usinas hidrelétricas, eólicas e solares, as chamadas fontes incentivadas;
Lei 14300/2022, que cria o sistema de compensação de energia elétrica, e basicamente incentiva os consumidores a instalarem painéis solares em suas residências e comércios;
Lei 2641/2021, que permite que as debentures de infraestrutura sejam emitidas pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas para explorar serviços públicos;
PL das eólicas offshores – aprovado na câmara o PL 11247/18, que regulamenta o uso dessa tecnologia para maior diversificação das fontes, porém está parado no Senado pois foram incluídos vários itens sem pertinência temática na lei criando novos subsídios e descontos a outras fontes que somam mais R$ 30 bilhões por ano nas contas de luz dos brasileiros;
PL do hidrogênio verde – aprovado na câmara o PL 2308/23, que cria incentivos para hidrogênio com baixa emissão de carbono, ainda pendente de liberação no Senado Federal;
PL do crédito de carbono – aprovado na câmara o PL 2148/2015, que estabelece tetos para emissões e um mercado de venda de títulos, ainda aguardando deliberação do Senado Federal.
A ideia neste artigo não é desdobrar análises de mérito sobre os projetos citados, mas apenas alertar que a chamada pauta verde já saiu do papel no Brasil e os temas envolvidos tem alto potencial transformacional da nossa sociedade.
Contudo, a grande contribuição deste artigo é levar aos formuladores das políticas públicas, seja o Congresso Nacional, seja o Executivo, através de seus ministérios, reflexões sobre os caminhos que estão sendo delineados nesse conjunto normativo.
Algumas questões, humildemente, eu gostaria de registrar para gerar algumas considerações e ações.
Em termos econômicos, como podemos romper a inércia do nosso modesto crescimento econômico dos últimos 35 anos (desde 1988) e mudar a nossa trajetória? Em que medida a economia verde e a neoindustrialização podem melhorar as nossas cidades, estados e país? Há alguma coordenação para cumprir os interesses do Brasil ou vamos nos digladiar nos espaços e agendas?
A reforma tributária trará uma eficiência pelo lado da receita, e pelo lado da despesa? O momento não é o ideal para a desejada e necessária reforma administrativa? Em termos de segurança pública, em que medida os investimentos e resultados dessa nova economia podem dar ao Estado Brasileiro um país mais seguro, organizado e pacífico no direito de ir e vir?
Em termos de meio ambiente, quais são as medidas que temos que enfrentar para, de fato, reduzir nossas emissões, fazendo disso um ativo estratégico para a economia brasileira e mundial?
Como resolver o problema de emissão do setor de energia nos modais de transportes com a nova economia? Eletrificar amplia desigualdades? E o nosso etanol, gás e biocombustíveis? O que gera real sustentabilidade (ESG na veia)?
Se o setor elétrico já possui uma matriz elétrica de praticamente 100% renovável, é justo fazer com que os mais pobres paguem na sua conta de luz os benefícios aos mais ricos que podem instalar painéis solares em suas residências e comércios, por exemplo? A pergunta é retórica mas a legislação, infelizmente, concedeu até 2045 mais de R$ 200 bilhões em incentivos que vão parar na conta dos consumidores que não tem painel solar. O que fazer para dar mais equilíbrio e justiça energética à sociedade? Há o PL 414/2021 que traz algumas boas diretrizes para fortalecer a sustentabilidade do setor.
É justo que novas tecnologias e fontes limpas de energia, numa matriz já tão limpa e com uma conta de luz já tão cara e pressionada por subsídios e tributos, sejam financiadas pela conta de luz dos brasileiros? A CDE – Conta de Desenvolvimento Energético já custará R$ 38 bilhões em 2024 aos consumidores, e a maior parte desse custo é pago pelo consumidor atendido pela distribuidora de energia. Esse valor chegará a R$ 50 bilhões por ano já a partir de 2025, se nada for feito. Temos um prenúncio de insustentabilidade seja pela segurança energética, seja pelo custo da segurança sistêmica;
Em que medida esses projetos de lei acima podem efetivamente atender os objetivos de redução de emissões de GEE? Estamos tratando os principais ofensores em termos de emissões do Brasil? Além disso, quais são os gatilhos que devemos ter para trazer investimentos e recursos para o Brasil?
A única certeza é que o Brasil precisa urgentemente promover políticas que reduzam rápida e verdadeiramente a desigualdade social, melhore a renda das classes mais vulneráveis, invista estruturalmente em segurança, educação e saúde de qualidade, e, em relação a transição energética, que utilizemos essa plataforma de oportunidades para monetizar soluções e oportunidades ao Brasil e vendê-las para o mundo, fazendo com que essa riqueza coloque o Brasil numa condição realmente melhor no futuro próximo.
Talvez a pauta verde seja o único cavalo selado que realmente faça o Brasil mudar sua trajetória. Se perdermos essas oportunidades de agora, poderá não haver mais tempo, inclusive poderemos ter uma dura realidade econômica e social ainda nesta década.
Faço essa contribuição ao País, aos órgãos de estado e de governo, aos nossos decisores e formuladores de políticas públicas, ao Exmo Sr Presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva e seus ministros, ao Exmo Sr Luis Roberto Barroso e ministros do Supremo Tribunal Federal, e aos Exmos Srs. Arthur Lira e Rodrigo Pacheco e todos os parlamentares brasileiros e brasileiras, que, juntos, definem o rumo do nosso país. Fonte e Imagem: Canal Energia.

// - Sairá caro para o consumidor de energia

Os subsídios desmedidos aceleraram em demasia o crescimento da oferta, deixando-a num inquietante desequilíbrio.
Ao apagar das luzes (com o perdão da imagem) de 2023, o Operador Nacional do Sistema (ONS) publicou um ótimo relatório. Falo do Plano de Operação Elétrica de Médio Prazo, ou PAR-PEL 2023. É uma riqueza de detalhes técnicos; e de preocupações, ainda que não enfatizadas. Talvez por isso tenha passado despercebido na última semana do ano.
A notícia boa é que a inserção das fontes renováveis variáveis (FRVs), como eólica e solar, foi muito bem-sucedida. Os 38 GW atuais dessas duas fontes chegarão a mais de 100 GW em 2027. Para que você tenha uma ideia, o consumo máximo, também em 2027, será de 108 GW. Assim, em período de elevada radiação, mais de 90% do consumo no Brasil poderá ser atendido só pela solar (50%) e eólica (40%). Um grande feito.
O problema: quando às FRVs são somadas as demais usinas (hidro, térmica etc.), o total da geração, em 2027, poderá alcançar 281 GW, tudo para suprir os 108 GW. É uma sobra cavalar, inédita em todo o mundo. Em determinados meses, a partir de 2025, esse excedente, que o ONS chama de “geração vertida de todas as fontes” (energia jogada fora) chegará a 50 GW, ou quase 50% do consumo máximo. É uma sobra que daria para atender aos países da América Latina, excluindo Argentina e México.
Mas o sistema elétrico tem uma condição essencial para funcionar: a geração, a cada milésimo de segundo, precisa ser igual ao consumo. Como a capacidade de gerar, atualmente, é muito maior que o consumo, usinas ficarão sem produzir ou gerar. As usinas não geram quando nem quanto querem, mas para atender a uma ordem do ONS, que equilibra instantaneamente oferta e demanda. Só que fazem contratos de venda de energia com distribuidoras e grandes consumidores. Se não gerarem, terão de comprar energia (de quem gerou) para honrar esses contratos.
Essa transação pode ter custo elevadíssimo. E, como não foi a usina a causadora do problema, exigirá ressarcimento do poder concedente, que “distribuiu” uma quantidade exagerada de outorgas. O consumidor pagará a conta, como pagou às hidrelétricas, eólicas e solares que ficaram impedidas de gerar.
Em 2023, já foi razoável o esforço do ONS para equilibrar oferta (excessiva) e demanda. Teve de acionar 25 GW de geração adicional para substituir a solar (no fim da tarde) e para o crescimento da carga no intervalo entre 14h e 18h. Em 2027, dado o grande aumento da participação da geração solar, o ONS terá de acionar, pela mesma razão, no mínimo 50 GW. É impossível fazer tudo isso apenas com hidrelétricas. Térmicas flexíveis precisarão ser despachadas. Se um quarto dessa geração adicional tiver custo médio de R$ 400 por MWh, a brincadeira passará de R$ 10 bilhões ao ano.
E ainda deve ser acrescentado o total de mais de R$ 110 bilhões de subsídios desnecessários, metade disso na antecipação de obras de transmissão para “escoar” a sobra. A tarifa crescerá, apesar do excesso brutal de oferta. O pequeno consumidor, sem margem de manobra, pagará bem mais.
Por que chegamos a tal estágio de mediocridade? É que a bem-sucedida inserção das FRVs não decorreu do planejamento ou de sinais econômicos adequados. Foi — e é — motivada, sobretudo, por subsídios desnecessários e arbitrados politicamente, a maioria por meio de emendas espúrias chamadas “jabutis”.
Um exemplo claro é o projeto de lei da energia eólica offshore, que trará para a conta de luz mais de R$600 bilhões.
Os subsídios desmedidos aceleraram em demasia o crescimento da oferta, deixando-a num inquietante desequilíbrio. E confirmam-se o axioma segundo o qual “em sistemas elétricos o desequilíbrio tem custos” e o corolário: “o consumidor paga a conta”.
*Edvaldo Santana, doutor em engenharia de produção e professor titular aposentado da Universidade Federal de Santa Catarina, foi diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Mudanças climáticas trazem desafio de gestão ao setor elétrico

Garantir fornecimento de energia dependerá de diversidade de fontes e precisão na previsão meteorológica.
Houve um tempo em que os responsáveis pelo setor de energia elétrica no Brasil concentravam a atenção no regime de chuvas. As usinas hidrelétricas eram o sustentáculo do abastecimento, tendo na retaguarda termelétricas a carvão e óleo. Esse tempo passou. Hoje, hidrelétricas respondem por metade da produção de energia, e as fontes renováveis, solar e eólica, somadas, já fornecem mais de 20%, com tendência de crescimento.
A matriz energética se mantém limpa, mas sua gestão se tornou mais complexa. A situação é agravada pela multiplicação dos eventos climáticos extremos, como tempestades e secas cada vez mais intensas. O clima passou a ser fator primordial na transição energética, afirmou ao GLOBO o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Carlos Ciocchi.
Diante dessa realidade, o ONS tem dado prioridade ao reforço dos 180 mil quilômetros de linhas de transmissão e ao uso de previsões meteorológicas mais precisas. A onda de calor recente foi antecipada pelos meteorologistas, levando ao aumento na produção de energia necessária para atender aos sistemas de refrigeração de Sudeste, Sul e Centro Oeste.
A rotina dos operadores do setor elétrico ficou mais intensa. A importância crescente das fontes intermitentes de energia como eólica e solar — o vento oscila, e o sol pode ser encoberto por nuvens — exige mais dos operadores. É por isso que Ciocchi destaca a importância daquilo que os técnicos chamam de “energia despachável”, disponível sob demanda para ser levada às linhas de transmissão. Na matriz brasileira, é o caso da geração hidrelétrica e da termelétrica.
Para enfrentar a nova realidade, Ciocchi defende investimentos e uma reestruturação no setor elétrico. Se a Eletrobras continuasse estatal, isso não seria possível. De acordo com a economista Clarice Ferraz, diretora do Instituto Ilumina, é essencial elaborar um plano nacional de aperfeiçoamento das redes das distribuidoras. Ela propõe que isso seja incluído na revisão das concessões das 53 empresas reguladas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Elas precisam pedir a renovação da concessão 36 meses antes do término. Oito têm até o fim de 2024 para fazer isso. A Light, do Rio, e a EDP, do Espírito Santo, já renovaram. Os técnicos consideram as distribuidoras o elo mais frágil do setor. Elas estão mais vulneráveis aos choques climáticos, aos picos de consumo no calor e às oscilações na geração, com a proliferação de painéis solares conectados à rede.
Há, por fim, o lado do consumidor, que paga uma conta de luz alta, em que estão embutidos vários subsídios, além do custo de furtos e da instabilidade do sistema. Uma família com recursos para instalar placas solares recebe 14 vezes mais subsídio que uma família carente com direito à tarifa social. Tal mecanismo amplia a desigualdade. Como diz Jerson Kelman, ex-diretor da Aneel: “É preciso estancar a bola de neve formada por leis que criam subsídios custeados por quem não pode, em benefício de quem não precisa”.
Fonte e Imagem: O Globo.

// - Empresas de energia já se movimentam para leilões do setor em 2024

Grupos como Cope e Engie trabalham para participar de certames de reserva de capacidade.
Inicialmente planejados para julho e dezembro de 2024, os leilões de reserva de capacidade já movimentam geradores e transmissores de energia, que aguardam uma definição do governo sobre as regras do certame para desengavetar projetos de expansão e a adoção de novas tecnologias, como o uso de baterias para armazenamento. No primeiro caso, nomes de peso do setor elétrico, como a Engie e a Copel esperam que o leilão gere a oportunidade de ampliação de capacidade em parte de suas hidrelétricas.
Na Engie, por exemplo, seria possível adicionar aproximadamente 922 megawatts (MW) de capacidade implantando mais turbinas em infraestrutura já existente nas usinas Jaguara, Miranda e Salto Santiago. “Depende do modelo que o governo vai adotar para fazer o leilão, mas estamos confiantes de que poderemos participar”, disse o gerente de Assuntos Regulatórios e de Mercado da companhia, Eduardo Takamori, durante teleconferência de resultados do terceiro trimestre deste ano.
Mesmo antes de uma definição do modelo que será adotado para o leilão, a empresa já faz uma modernização em Jaguara e contratou a Andritz Hydro Brazil para modernizar o ativo de 424 MW.
O acordo inclui a modernização de quatro unidades geradoras, com capacidade de 106 MW cada, geradores, turbinas, reguladores de velocidade e tensão, sistema digital de supervisão e controle, sistema de proteção e todos os sistemas auxiliares relacionados. Já na paranaense Copel, a adição de capacidade pode ocorrer na hidrelétrica Foz do Areia, que recentemente teve sua concessão renovada. Nela seria possível adicionar duas turbinas, que somam mais 872 MW. Outra usina que pode ser revitalizada para o leilão é a hidrelétrica Segredo.
Durante evento com investidores e analistas, o diretor-geral da Copel Geração e Transmissão, Moacir Carlos Bertol, afirmou que, caso as regras para o leilão permitam a participação desses empreendimentos, a empresa terá “uma oferta competitiva e com excelente taxa de retorno”.
Pátria e parceiros também tem interesse Também entre as geradoras térmicas há grande expectativa em relação ao leilão. A Arke, empresa formada pelo Pátria Investimentos, Shell, Mitsubishi, espera que o certame a permita viabilizar a construção de sua segunda termelétrica a gás natural, de 651 MW, no Porto do Açu, no Rio de Janeiro. A primeira foi inaugurada no mês passado e tem capacidade para produzir 565 MW. Segundo o presidente da companhia, Bruno Chevalier, a companhia já trabalha para obter as licenças prévias do projeto, documento necessário para disputar o certame.
No mercado, especula-se também que o leilão será uma boa oportunidade para empresas que desejam rentabilizar empreendimentos que hoje operam sem contato fixo, as chamadas térmicas merchant. Este é o caso, por exemplo, da usina Araucária, vendida pela Copel ao Grupo J&F nos últimos dias.
De acordo com uma fonte ouvida pelo Broadcast Energia e que aceitou falar sem ter o nome identificado, a perspectiva de rentabilizar o empreendimento no leilão de reserva de capacidade foi um dos principais motivos da aquisição, uma vez que ela não é conectada à malha de gasodutos do Estado e produz energia apenas quando é acionada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para auxiliar no atendimento ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
Esse tipo de operação foi importante para garantir segurança energética durante a crise hídrica, em 2021, mas com a melhora no nível dos reservatórios das hidrelétricas o acionamento do empreendimento passou a ser menos provável. “É uma usina que precisava de alguém com capacidade de suportar o consumo de caixa no período em que fica sem produzir energia, e que tivesse capacidade de buscar um novo contrato fixo”.
Outra empresa que analisa potenciais negócios com o leilão de reserva de capacidade é a Delta Energia, que tem a usina William Arjona, localizada em Mato Grosso do Sul. A termelétrica é ligada ao gasoduto Brasil-Bolívia e no momento também atua como merchant, mas pode buscar uma oportunidade caso o certame permita usinas existentes.
Empresas avaliam armazenagem por baterias
Outro ponto que tem sido avaliado tanto pelo órgão regulador, quanto pelas empresas é a possibilidade de uso de baterias. Uma das interessadas nessa tecnologia é a transmissora Isa Cteep, que já possui um empreendimento neste modelo em São Paulo, e que funciona para atender à demanda de pico no litoral paulista.
Conforme o diretor-presidente da Isa Cteep, Rui Chammas, a companhia ganhou experiência com esse ativo e pode replicar o modelo, caso as regras do certame permitam. “Fizemos questão de defender para que o projeto de baterias em Registro viesse a acontecer, por existiam outras alternativas técnicas, mas a gente imaginava que ganharia muito com aquela experiência”, afirmou.
Quem também se espera oportunidades numa eventual disputa com projetos de baterias é a AES Brasil. O diretor presidente da companhia, Rogério Jorge, disse ver grande potencial para esse segmento, tendo em vista que a AES Corp, controladora norte-americana, é uma das principais desenvolvedoras globais de sistemas de armazenamento com baterias por meio da Fluence, empresa criada em parceria com a Siemens em 2018. “Isso é um diferencial competitivo para nós de know-how e de acesso à tecnologia”, disse.
Regulador vê potencial de competitividade
Do lado do governo, já houve sinalização positiva por parte da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que fez estudos sobre a adoção dessa tecnologia no leilão. As análises realizadas apontaram que essas iniciativas poderiam atender aos requisitos de capacidade e possivelmente teriam competitividade.
Contudo, a definição sobre a inserção das baterias ainda passa por desafios relacionados aos requisitos de “ciclagem” desses empreendimentos, isto é, definições relacionadas à disponibilidade e frequência para ligar e desligar esses sistemas. “Quanto mais ciclagem, mais custo”, disse o secretário Nacional de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia (MME), Gentil Nogueira de Sá Júnior, durante evento realizado este mês.
Fonte e Imagem: Estadão.

// - Apesar dos desafios econômicos, 2023 foi o ano das energias limpas

O ano passado foi marcado por um extraordinário aumento na produção de energia solar e eólica, assim como nas baterias para carros elétricos.
O mundo adicionou energias renováveis em uma velocidade vertiginosa em 2023, uma tendência que, se amplificada, ajudará a Terra a se afastar dos combustíveis fósseis e a prevenir um aquecimento global severo e seus efeitos. A área em que houve mais avanços foi a da energia solar.
Com frequência, as energias limpas são agora as menos caras, o que explica parte do crescimento. Os países também adotaram políticas que apoiam as energias renováveis, e algumas citaram preocupações com segurança energética, de acordo com a Agência Internacional de Energia (AIE). Esses fatores contrabalançaram as altas taxas de juros e os desafios persistentes para obter materiais e componentes em muitos lugares.
A AIE previu que mais de 440 GW (gigawatts) de energia renovável seriam adicionados em 2023, mais do que toda a capacidade instalada da Alemanha e Espanha juntas.
Outro ano excelente para a energia solar China, Europa e Estados Unidos estabeleceram, cada um, recordes na captação solar em um único ano, de acordo com a Agência Internacional de Energias Renováveis (Irena, na sigla em inglês).
Os acréscimos na China foram muito maiores do que as de todos os outros países — entre 180 e 230 GW. A Europa adicionou 58 GW.
A energia solar é agora a forma mais barata de eletricidade na maioria dos países. Os preços dos painéis solares caíram entre 40% e 53% na Europa entre dezembro de 2022 e novembro de 2023, e agora estão em níveis historicamente baixos.
“Particularmente na Europa, o aumento da implementação ocorreu em uma velocidade realmente vertiginosa”, disse Michael Taylor, analista sênior da Irena.
Quando os números finais para 2023 estiverem disponíveis, espera-se que a energia solar supere a energia hidrelétrica em capacidade total em todo o mundo, mas em termos de eletricidade realmente produzida, a energia hidrelétrica continuará gerando mais energia limpa por algum tempo, pois pode produzi-la dia e noite.
Nos Estados Unidos, a Califórnia continua sendo o Estado que produz a maior quantidade de energia solar, seguida por Texas, Flórida, Carolina do Norte e Arizona.
Tanto os incentivos estaduais quanto os federais tiveram uma influência significativa no crescimento da energia solar nos Estados Unidos, disse Daniel Bresette, presidente do Instituto de Estudos Ambientais e Energéticos, uma organização educacional e sem fins lucrativos de políticas sustentáveis.
Apesar do sucesso da energia solar em 2023, existem obstáculos. Houve escassez de transformadores, mencionou Bresette, enquanto as taxas de juros aumentaram.
Nos Estados Unidos, a contrução de infraestrutura para produzir energia solar também cresceu. “Vimos o impacto da Lei de Redução da Inflação em impulsionar os investimentos [...] no último ano, mais de 60 instalações de geração de energia solar foram anunciadas”, disse Abigail Ross Hopper, presidente e CEO da Associação de Indústrias de Energia Solar.
Desafios para a energia eólica
Em 2023, a previsão é de que o mundo adicionaria energia eólica suficiente para abastecer quase 80 milhões de residências, tornando-o um ano recorde.
Assim como com a energia solar, a maior parte do crescimento — mais de 58 GW — foi adicionada na China, de acordo com uma pesquisa da Wood Mackenzie, um grupo de pesquisa e consultoria que fornece dados e análises para diferentes indústrias. O país asiático está a caminho de superar sua ambiciosa meta para 2030, de 1,2 mil GW de capacidade de energia solar e eólica em escala comercial, cinco anos antes do previsto se todos os projetos planejados forem construídos, disse o Global Energy Monitor, uma organização não governamental que cataloga projetos de energia em todo o mundo.
A China foi um dos poucos mercados em crescimento em 2023 para a energia eólica, disse o Conselho Mundial de Energia Eólica. A obtenção mais rápida de licenças e outras melhorias nos mercados-chave, como Alemanha e Índia, também ajudaram a adicionar mais energia a partir do vento. Mas o número de instalações diminuiu na Europa em 6% em comparação com o ano anterior, segundo a Wood Mackenzie.
Desafios de curto prazo, como a inflação elevada, o aumento das taxas de juros e o aumento dos custos de materiais de construção, levaram alguns desenvolvedores de energia eólica offshore a renegociar ou até mesmo cancelar contratos de projetos, e alguns desenvolvedores de energia eólica em terra firme a adiar projetos até 2024 ou 2025.
Os ventos econômicos adversos chegaram em um momento difícil para a incipiente indústria eólica offshore dos Estados Unidos, que tenta lançar os primeiros parques eólicos marítimos comerciais do país. Neste ano, foi iniciada a construção de dois deles. Ambos pretendem abrir em 2024, e um dos locais já está enviando eletricidade para a rede dos EUA. Grandes parques eólicos offshore têm produzido eletricidade por três décadas na Europa e, mais recentemente, na Ásia.
Após anos de crescimento recorde, a American Clean Power (ACP), uma associação comercial que representa fabricantes de energias renováveis, estima que menos energia eólica terrestre será adicionada nos Estados Unidos até o final do ano, o suficiente para alimentar entre 2,7 e 3 milhões de residências. O grupo diz que os desenvolvedores estão aproveitando os novos créditos fiscais aprovados em 2022 na Lei de Redução da Inflação (IRA, na sigla em inglês), mas são necessários anos para que os projetos se conectem à rede. Desde a aprovação da IRA, foram anunciados US$ 383 bilhões em investimentos em energias limpas, acrescentou.
“Estamos falando essencialmente que 2023 foi um ano de desempenho inferior, mas se olharmos as coisas de uma perspectiva mais ampla, 8 a 9 GW ainda é uma cifra pela qual podemos nos entusiasmar. É uma grande quantidade de nova energia limpa sendo adicionada à rede”, disse John Hensley, vice-presidente de pesquisa e análise de dados da ACP.
Em nível mundial, o desenvolvimento da energia eólica também foi mais lento no ano passado. Os três principais mercados em 2023 continuam sendo China, Estados Unidos e Alemanha para a energia eólica terrestre, e China, Reino Unido e Alemanha para a energia eólica offshore.
Os analistas preveem que a indústria global se recuperará neste ano e aumentará em quase 12% a oferta de energia eólica em todo o mundo.
Em junho, a indústria comemorou ter ultrapassado 1 TW (terawatt) de energia eólica instalada em todo o mundo. Foram necessários mais de 40 anos para atingir esse marco, mas podem ser necessários menos de sete anos para chegar ao segundo terawatt no ritmo atual da indústria.
Grande ano para as baterias
No meio de um esforço contínuo para tornar o transporte menos prejudicial ao clima, a tendência dos veículos elétricos acelerou em todo o mundo em 2023, e a estimativa era que um em cada cinco carros vendidos no ano passado fosse elétrico, de acordo com a Agência Internacional de Energia (AIE). Isso também significou que foi outro ano excepcional para as baterias.
Mais de US$ 43,4 bilhões foram gastos na fabricação e reciclagem de baterias apenas nos Estados Unidos em 2023, em grande parte devido à IRA, de acordo com a Atlas Public Policy, uma consultoria que oferece ferramentas de análise e tecnologia em áreas que incluem transporte, eletrificação e política climática. Isso coloca os Estados Unidos em um campo de jogo mais equilibrado em relação à Europa, mas ainda atrás da China, o gigante na produção de baterias.
Quanto às grandes fábricas de baterias, chamadas gigafábricas, tanto os Estados Unidos quanto a Europa tinham 38 em construção, cada um, até o fim de novembro, de acordo com a Benchmark Mineral Intelligence, uma agência de informações para a cadeia de suprimentos de baterias de íon de lítio. Já a China tinha 295 em desenvolvimento.
A indústria continuou a explorar diferentes formas de fabricar baterias sem depender tanto de materiais nocivos, assim como formas de tornar os componentes mais sustentáveis, e a indústria de reciclagem de baterias avançou significativamente, segundo especialistas.
O custo das matérias-primas chave para as baterias, incluindo o lítio, também diminuiu significativamente, disse Evan Hartley, analista sênior da Benchmark.
“O custo da bateria agora está em uma trajetória em que a maioria dos americanos poderá se dar ao luxo de comprar um veículo elétrico”, disse Paul Braun, professor de ciência e engenharia de materiais da Universidade de Illinois.
O ano de 2023 não teve um percurso fácil. A indústria americana, em particular, enfrentou vários obstáculos. Uma enorme instalação de baterias da Panasonic no Kansas teve problemas de energia. A Toyota precisa reforçar sua reserva de potenciais talentos para sua fábrica na Carolina do Norte. Foram encontradas violações nas áreas de saúde e segurança em uma planta conjunta da General Motors Co. e LG Energy Solution, em Ohio. A lista continua.
Independentemente da região, persistem os obstáculos nos minerais, nas cadeias de suprimentos responsáveis e na construção de infraestrutura para carregar as baterias. “Essa será a próxima agenda”, disse John Eichberger, diretor executivo do Transportation Energy Institute, uma organização de pesquisa dedicada a estudar a energia aplicada ao transporte.
Mas os especialistas estão otimistas de que o crescimento das baterias continuará em todo o mundo.
“A história das baterias nos Estados Unidos, em pequena escala, é a história das baterias em geral em nível global em 2023”, disse Daan Walter, diretor da equipe de estratégia do Rocky Mountain Institute, um grupo de pesquisa sobre sustentabilidade, “e de como essa mudança foi transcendental em 2023”. (Tradução de Samara Leonel).
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Silveira: MPs de energia devolverão poder sobre o setor ao Executivo

Em entrevista ao Valor, ministro disse que o governo está preparando algumas Medidas Provisórias que serão enviadas ao Congresso brasileiro nos próximos dias com vistas a reduzir a conta de energia.
O Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que, nos últimos seis anos, o Poder Executivo perdeu o controle das políticas públicas no setor energético brasileiro, mas que o atual governo busca recuperar o comando. As declarações de Silveira estão relacionadas a uma série de medidas provisórias (MPs) que o governo planeja enviar ao Congresso na área de energia. Essa posição converge com o atual momento em que o Congresso brasileiro tem exercido influência no setor, resultando em impactos nas contas de energia dos brasileiros.
Em entrevista exclusiva ao Valor, Silveira disse que o governo está preparando algumas Medidas Provisórias (MPs) que serão enviadas ao Congresso brasileiro nos próximos dias com vistas a reduzir a conta de energia. Segundo o ministro, a meta é buscar equilíbrio entre a segurança energética e a modicidade tarifária.
“Nos últimos seis anos no Brasil, o Executivo perdeu a mão das políticas públicas do setor energético brasileiro. Nós estamos retomando isso. As medidas que o governo enviará ao Congresso terão esse condão de fazer políticas que façam convergência com a transição energética. Queremos avançar em eólica, solar, biomassa, mas também queremos respeitar o preço para o consumidor de energia, pois temos consciência de que a energia é uma fonte fundamental para que a gente não deprima a economia. Os dois maiores produtos que impactam a inflação são energia elétrica e combustível”, disse o dirigente.
Silveira não quis detalhar o teor das MPs, mas disse que, entre as ações, deve estar o questionamento do volume de térmicas necessárias na modalidade inflexível (geração mínima obrigatória de energia uma usina) e flexível e quanto de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) o país pode dispor, por exemplo.
“A MP vai sinalizar de forma clara para as casas legislativas qual a necessidade real de contratação de energia firme, que nos dá segurança energética”, diz.
Entre as medidas provisórias, uma delas pode ser anunciada no Amapá junto com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, a que permitirá que parte dos recursos provenientes da privatização da Eletrobras sejam usados para minimizar o recente aumento de 44% das contas de energia elétrica do Estado.
Nos últimos dias, uma série de emendas foram incluídas no Projeto de Lei nº 11.247, de 2018, causaram forte reação no setor elétrico por conta do potencial impacto na tarifa do consumidor. Entre as inserções, destaca-sem a obrigatoriedade de contratação de energia gerada por térmicas a carvão mineral por meio de leilões de reserva, ajustes na lei de privatização da Eletrobras que determinou a compra de energia de termelétricas a gás e PCHs e da extensão de subsídios para usinas renováveis no transporte da energia.
“As emendas colocadas a este projeto serão avaliadas pelo Executivo no momento apropriado de forma extremamente rigorosa a respeitar o equilíbrio entre segurança energética e modicidade tarifária. Não faltará coragem em dizer que não concordamos com ponto A ou B”, disse.
Dentre as intervenções do Congresso no setor elétrico nos últimos anos, com repercussões diretas nas contas de energia, destacam-se iniciativas legislativas relacionadas à privatização da Eletrobras, benefícios destinados ao setor carbonífero, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e geração distribuída. Além disso, foram abordados os marcos legais referentes às energias eólicas offshore e ao hidrogênio verde, juntamente com a emenda Brasduto, entre outras medidas. É importante ressaltar que tais ações também impactam negativamente a autonomia da agência reguladora, a Aneel.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - A importância vital da água para o setor elétrico e para o Brasil

O Brasil só pode ser hoje um dos grandes protagonistas da transição energética mundial porque tem hidrelétricas e seus reservatórios, além de outros recursos naturais.
Palavras que há poucos anos não se ouviam hoje ecoam como mantras no setor elétrico brasileiro: descarbonização, transição energética, economia verde, sustentabilidade, reindustrialização do Brasil, conservação ambiental, segurança energética, tarifas mais baratas, hidrogênio. Todos esses termos e vários outros caberiam em uma só palavra: hidrelétricas.
Palavra essa que foi negligenciada por 20 anos e representa a espinha dorsal da matriz elétrica e da geração renovável de energia, que oferece energia firme ao Sistema Interligado Nacional 24 horas por dia, 7 dias na semana, sem interrupção.
Energia limpa e renovável sim, que gera em horário de pico, que permite que o Brasil seja um gigante perante o mundo. Indústria 100% nacional, já consolidada, gerando renda e emprego no Brasil e não fora dele, com usinas gerando por mais de 100 anos, patrimônio do povo brasileiro. Que precisa ser mais bem compreendida, porque atravessa risco de desativação pela falta de investimentos. Fonte que é a grande bateria natural que permite que eólicas e solares estejam se desenvolvendo, pois sustenta suas intermitências, sem que receba remuneração adequada para este imprescindível serviço.
Com todo respeito ao papel das outras fontes de geração de energia, onde há complementaridade às hidrelétricas, o papel de cada uma deveria estar muito bem definido, mas ainda não está. A abundância de recursos naturais que o Brasil possui e os diversos interesses econômicos e financeiros dificultam ao brasileiro entender como funciona o setor elétrico – que de fato não é simples – e nos mostra o quanto temos que aprender ainda a lidar com aquilo que temos de mais precioso na natureza.
Ainda não sabemos lidar com a gestão da abundância e nem com a escassez dos recursos naturais, mas a “mãe natureza” chegou para nos ensinar.
As recentes tragédias climáticas estão aí para todos. E o que isso tem a ver com as hidrelétricas? As hidrelétricas, atuais e as futuras, com seus reservatórios compatíveis, podem e devem ajudar muito a armazenar parte disso e amenizar grandes volumes de chuvas. Reservatórios de hidrelétricas servem para muitos usos múltiplos importantes e essenciais além de gerar energia firme e limpa: regularizar a vazão dos rios, armazenar água ou parte dela, ajudando a amenizar desastres de enchentes nas comunidades próximas aos rios.
Vejam: o Brasil só pode ser hoje um dos grandes protagonistas da transição energética mundial porque tem hidrelétricas e seus reservatórios, além de outros recursos naturais. Tem principalmente, potenciais hidrelétricos ainda não construídos, que não podem ser desprezados ou abandonados pelo Planejamento Executivo e precisam ser viabilizados imediatamente.
As barragens/reservatórios de água são extremamente necessárias. Possibilitam, além da geração de energia elétrica limpa e firme, o aproveitamento dos escassos recursos hídricos de água doce do mundo para diversos usos que, sem as barragens/reservatórios, terminam em água salgada no mar.
Reservatórios servem para muitos usos importantes e essenciais, como abastecimento de água para os municípios, irrigação, dessedentação animal, produção de peixes, turismo, transporte hidroviário, entre outros. Nenhum país do mundo abre mão disso, não devemos abrir também.
A preferência dada na última década, pela inserção de outras fontes, resultou na atual situação da matriz elétrica, com desequilíbrio entre elas, fragilidade operativa, excesso de oferta, desestímulo aos investimentos e uma das tarifas de energia elétrica mais caras do mundo.
Hidrelétricas, com e sem reservatórios, de pequeno porte e baixo impacto ambiental, é uma fonte estratégica, confiável, renovável e precisam ser imediatamente reinseridas na matriz elétrica brasileira, pois são fundamentais para o equilíbrio da oferta e operação segura.
Novas hidrelétricas de médio e grande porte deverão ser objeto do planejamento determinativo para o médio prazo, não podem ser deixadas de lado de forma alguma, mas precisam de maior aprofundamento e planejamento, sendo também imprescindíveis.
Restam, portanto, as PCHs e CGHs, que precisam ser priorizadas imediatamente no planejamento e em futuros leilões de qualquer natureza. Deveriam ser objeto de um amplo programa de estado, de âmbito nacional, com a adoção simultânea de medidas que as viabilizem, valorizem seus atributos e externalidades, resolvam os impedimentos ambientais e corrijam as distorções atuais do mercado.
De acordo com a Aneel, existem 14.500 MW de PCHs e CGHs inventariados, em diversos estágios de desenvolvimento, muitas disponíveis para início de implantação.
Retomar os investimentos em PCHs, através de um programa de âmbito nacional como o proposto, também teria um impacto socioeconômico positivo, com reativação da indústria nacional, melhoria do IDH dos municípios, criação de empregos e investimentos de bilhões de Reais.
Tudo isso promovendo benefícios para a matriz elétrica, como sinergia com outras fontes renováveis, flexibilidade operativa, armazenamento de curto prazo, geração próxima à carga e inúmeros benefícios ambientais.
Fica também evidente a necessidade de aprimoramento da governança do Setor Elétrico Brasileiro. O MME pode ser o grande maestro direcionando a reforma do setor, gerenciando tecnicamente uma ampla revisão do SEB, coordenada com os demais órgãos de governo e com o Congresso. E que, a partir de um planejamento estratégico participativo, possa reorganizar a participação de fontes nas matrizes elétrica e energética, de forma determinativa e não apenas indicativa como é hoje, considerando as novas cargas (inclusive veículos elétricos e hidrogênio) viabilizando imediatamente os necessários investimentos em geração hidrelétrica.
Aguardamos dias melhores para o setor elétrico e para o Brasil.
Fonte e Imagem: Brasil Energia.

// - Sucesso do leilão de transmissão deixa mercado otimista com rodada de 2024

Licitação teve deságio médio de 40,9%, dando sequência a licitações com elevado desconto no setor; próxima rodada, em março de 2024, deve atrair disputa.
O leilão de linhas de transmissão realizado na última sexta-feira (15) superou as expectativas do governo, confirmou o forte interesse do mercado pelo segmento e consolidou uma sequência de licitações com fortes descontos oferecidos pelas empresas - tendência que deverá persistir na próxima concorrência, marcada para março de 2024.
Nos últimos cinco anos, os deságios médios oferecidos nos leilões de transmissão de energia se mantiveram em patamar elevado. Considerando as oito licitações realizadas desde 2019, os descontos, em ordem cronológica, foram de 60,3%; 55,2%; 48,1%; 50%; 46,2%; 38%; 51%; e 40,9%.
Mesmo a concorrência da última sexta-feira, em que a expectativa era de ofertas mais tímidas, teve deságio significativo. Estava claro que seria inviável a participação de muitos grupos na licitação, pelo fato de o principal lote ser um projeto intenso em capital, com demanda elevada de mão de obra e uso de uma tecnologia específica, que restringiu o número de fornecedores. O desconto médio de 40,85% superou as expectativas apontadas por bancos e especialistas e foi comemorado por autoridades do setor elétrico.
O resultado também reflete a resiliência do segmento nos últimos anos. As concessões de transmissão são consideradas as mais seguras do setor elétrico: trata-se de um mercado totalmente regulado, em que o vencedor ganha um contrato de 30 anos indexado ao IPCA, sem risco de inadimplência. O empreendedor que conseguir antecipar as obras ganha ainda uma Receita Anual Permitida (RAP) extra.
No leilão, a State Grid foi a principal vencedora. A estatal chinesa ficou com o maior lote da concorrência, que prevê R$ 18,1 bilhão de investimento para a construção de 1.468 km de linhas de transmissão em corrente contínua (HVDC, na sigla em inglês), para ampliar a capacidade de transmissão entre os Estados de Goiás, Minas Gerais e São Paulo.
Além disso, o Consórcio Olympus, formado por Alupar e Mercury Investments (Perfin), saiu vencedor do lote 2, com previsão de R$ 2,59 bilhões de investimentos, para construir 1.102 km de linhas entre Goiás, Minas Gerais e São Paulo. A Celeo Redes ficou com o lote 3, que inclui investimentos de cerca de R$ 1 bilhão, para 388 km de linhas em Minas.
Em março de 2024, o setor deverá passar por nova rodada de investimentos. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a minuta do edital para a construção e manutenção de quase 6.500 km de linhas de transmissão novas e seccionamentos e de 9.200 megawatts (MW) em capacidade de transformação. Dos 15 lotes propostos, 6 têm investimento previsto superior a R$ 1 bilhão. Além disso, a agência prevê um segundo leilão do setor no ano, em setembro.
As tradicionais empresas que ficaram de fora deste leilão deverão voltar à disputa em 2024. Taesa e ISA Cteep disseram que já estudam os lotes. Eletrobras, Alupar, Cemig, entre outras, também deverão estar presentes, segundo expectativa do mercado.
“Grandes grupos não participaram deste leilão. Esperaram e, quando se trata de corrente alternada [tecnologia prevista para os lotes da próxima licitação], há muito mais empresas com capacidade de execução. Acredito que o leilão de março será bem-sucedido”, afirmou Ricardo Lavorato Tili, diretor da Aneel, em entrevista após a licitação, na sexta.
Os leilões também refletem o momento atual de forte expansão das energias renováveis e visam ampliar a capacidade de escoamento da geração do Nordeste. O novos projetos em estudo para produção de hidrogênio verde e amônia também têm sido fundamentais para a reconfiguração da transmissão do excedente de energia do Nordeste para os centros consumidores.
Fonte e Imagem: Valor Econômico.

// - Governo prepara MP para o setor elétrico

O ministro Alexandre Silveira (Minas e Energia) disse que o objetivo será assegurar o abastecimento de energia com tarifas menores.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse nesta 6ª feira (15.dez.2023) que o governo pretende apresentar nos próximos dias uma MP (medida provisória) com mudanças no setor elétrico brasileiro. De acordo com o ministro, as medidas vão fortalecer a transição energética e buscarão aliar segurança de abastecimento com tarifas menores.
Dentre as mudanças planejadas, uma delas será para aliviar o impacto do reajuste tarifário previsto para o Amapá, superior a 34%. O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) assinará a MP em viagem ao Estado na próxima 2ª feira (18.nov). Não foi divulgado, no entanto, como isso será feito.
“Nós estamos preparando as medidas para que a gente tenha políticas claras que sejam necessárias para a segurança energética, até porque não podemos esquecer que há menos de 2 anos nós tivemos a beira de um colapso energético no Brasil que custou caro ao governo brasileiro, então nós temos que estar atentos ao planejamento”, disse o ministro em entrevista a jornalistas depois de participar do 2º leilão de transmissão de energia de 2023.
Silveira disse que o conteúdo da MP deve trazer diversas políticas “que sejam necessárias a segurança energética, mas que assegurem o melhor custo do consumidor”. Ele citou o exemplo de termelétricas, tipo de geração que funciona como base de segurança do sistema elétrico.
“Precisamos das térmicas, mas até quanto de térmicas precisamos? Elas têm que ser inflexíveis, só podem ser flexíveis? Todos sabem o que é uma térmica inflexível. É aquela que o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) não tem o direito de despachá-la só quando precisa de energia, porque pelo contrato ela tem o direito de despachar independente da gente estar num momento de bonança hídrica, vertendo água, como que aconteceu esse ano”, disse.
O ministro continuou: “Estamos fazendo um equilíbrio. O que que nós precisamos de energia de PCH (Pequenas Centrais Hidrelétricas)? Como é que nós podemos reduzir o custo da energia usando nossos ativos regulatórios? Trocando ativo regulatório por redução de preço? Estamos usando a criatividade com base no que temos”.
Sobre o caso do Amapá, Alexandre Silveira disse que a medida que será apresentada “será uma saída para tentar minimizar a incoerência” do aumento no Estado sem quebrar o contrato que dá direito de reajuste à distribuidora.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Agência de energia estima aumento na demanda por petróleo em 2024

Relatório da AIE afirma que demanda subirá 1,1 milhão de barris por dia, uma desaceleração em comparação com 2023.
A AIE (Agência Internacional de Energia) afirmou nesta 5ª feira (14.dez.2023) que a demanda mundial por petróleo deve aumentar 1,1 milhão de bpd (barris por dia) em 2024. As informações constam no relatório do “Mercado Petrolífero” de dezembro de 2023, publicado nesta 5ª feira (14.dez.2023).
Para 2023, a projeção da entidade é fechar o ano com um aumento da demanda de 2,3 milhões de bpd. O relatório indica que o crescimento será mantido em 2024, mas irá desacelerar.
Segundo o documento, as evidências que indicam uma redução na procura pelo recurso estão aumentando. A AIE afirma que a “deterioração das perspectivas macroeconômicas” resultaram na revisão para baixo da previsão de crescimento do consumo global referente ao 4º trimestre de 2023. A nova estimativa relacionada ao período reduziu a procura em quase 400 mil de barris por dia.
A Agência Internacional de Energia analisa ainda que “o sentimento do mercado de petróleo se tornou decididamente pessimista” em novembro e dezembro desse ano, mesmo depois que a Opep+ (Organização dos Países Exportadores de Petróleo e Aliados) anunciou um novo corte na produção de petróleo para o próximo ano.
“A extensão dos cortes de produção da Opep+ até ao 1º trimestre de 2024 pouco fez para sustentar os preços do petróleo”, afirma o relatório.
A estimativa da Agência Internacional de Energia vai na linha da previsão da Opep, mas traz uma projeção mais conservadora. Na 4ª feira (13.dez), a organização manteve inalterada sua previsão de aumento da demanda mundial por petróleo em 2023 e 2024. Para o próximo ano, a expectativa é de um aumento na demanda em 2,2 milhões de barris por dia.
Fonte e Imagem: Poder 360.

// - Leilão de energia terá competição em todos os lotes e participantes da Ásia e Europa, diz Aneel

Serão oferecidos três empreendimentos que somam R$ 21,7 bilhões em aportes.
O leilão de linhas de transmissão de energia que ocorre nesta sexta-feira (15) deverá ter competição em todos os lotes, com disputas entre asiáticos, europeus e brasileiros, disse o diretor-geral da agência reguladora Aneel, Sandoval Feitosa.
“Haverá competição em todos os lotes, todos os participantes são de primeira linha. Temos a convicção de que será um leilão de sucesso”, disse Feitosa em conversa com jornalistas antes do certame, que começou às 10h.
A licitação marcada para esta sexta-feira é a maior já realizada no segmento de transmissão de energia em valor de investimentos previstos.
Serão oferecidos três empreendimentos que somam R$ 21,7 bilhões em aportes, com destaque para um bipolo em corrente contínua que, sozinho, deverá demandar cerca de R$ 18 bilhões em sua implantação.
O diretor-geral da Aneel ressaltou ainda que os projetos que estão sendo leiloados serão essenciais para aumentar a capacidade de escoamento da energia renovável gerada no Nordeste para os centros de consumo de energia no Sudeste.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - COP28 aprova transição dos combustíveis fósseis para fontes de energia limpas

Representantes de 198 países presentes na cúpula do clima em Dubai adotam texto histórico que marca avanço no combate às mudanças climáticas.
A COP28 aprovou o seu texto final apoiando a transição energética dos combustíveis fósseis para fontes de energia mais limpas.
A decisão foi endossada nesta quarta-feira (13) por representantes de todos os 198 países presentes na conferência do clima, marcando um avanço histórico no combate às mudanças climáticas.
O texto de balanço geral (global stocktake) convoca os países a adotar ”a transição dos combustíveis fósseis nos sistemas energéticos, de uma forma justa, ordenada e de forma equitativa, acelerando a ação nesta década crítica, de modo a atingir zero emissões líquidas até 2050 de acordo com a ciência”.
O documento “reconhece ainda a necessidade de reduções profundas, rápidas e sustentadas nas emissões de gases do efeito estufa em linha com trajetórias de 1,5°C”.
Essa referência é importante porque reafirma o compromisso de que os países devem trabalhar para manter o nível máximo de aquecimento global a 1,5°C, em média, em relação aos níveis pré-industriais.
Além das menções aos combustíveis fósseis, o texto insta os países a “triplicar a capacidade de energia renovável a nível mundial e duplicar a média global da taxa anual de melhorias na eficiência energética até 2030”.
O documento não fala em eliminar totalmente, ou mesmo gradualmente, o uso dos combustíveis fósseis (petróleo, carvão e gás), como queriam alguns países e boa parte da sociedade civil presente à COP.
No entanto, é preciso lembrar que até esta conferência, realizada em Dubai, nos Emirados Árabes Unidos (um dos maiores produtores de petróleo do mundo), a expressão “combustíveis fósseis” jamais constou dos textos oficiais das COP – realizadas há mais de 30 anos.
Os combustíveis fósseis são os maiores responsáveis pelos gases de efeito estufa, que causam as mudanças climáticas. Apesar disso, propostas formais nas COPs para a transição energética para combustíveis mais limpos sempre sofreram oposição dos grandes países produtores de petróleo.
Antes da COP28, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), o cartel que tenta controlar preços e a produção do produto, pediu que os seus membros vetassem qualquer menção a combustíveis fósseis no acordo final da cúpula.
O presidente da COP28, Sultan al-Jaber, saudou o acordo climático aprovado por quase 200 países nesta quarta-feira como um “pacote histórico” de medidas que oferece um “plano robusto” para manter a meta de 1,5ºC dentro do alcance.
Reações
Cientistas e representantes de diferentes países se posicionaram com relação ao texto aprovado.
O Ministro do Clima e Meio Ambiente da Noruega, Espen Barth Eide, disse que “é a primeira vez que o mundo se une em torno de um texto tão claro sobre a necessidade de abandonar os combustíveis fósseis. Foi o elefante na sala, finalmente abordamos isso de frente. Este é o resultado de muitas conversas e diplomacia intensa”.
A Noruega é uma grande produtora de petróleo e gás.
O vice-líder global de clima e energia do WWF, Stephen Cornelius, considerou que a versão é melhor do que a inicial, mas ainda não atingiu o ponto desejado. “Este projeto é uma melhoria extremamente necessária em relação à última versão, que causou indignação com razão. A linguagem sobre os combustíveis fósseis melhorou muito, mas ainda não chega a exigir a eliminação total do carvão, petróleo e gás”, disse.
Andrew Deutz, diretor de Política Global e Financiamento para a Conservação da ONG The Nature Conservancy, disse que trata-se “de um passo na direção certa, mas não o salto que o mundo precisa dar para chegar a um futuro com zero emissões líquidas até 2050. Não se enganem: incluir todos os combustíveis fósseis no texto final sinaliza que os governos estão mais abertos para lidar com o elefante na sala”.
“Há dois anos, em Glasgow, os negociadores tiveram dificuldade em chegar a um acordo sobre a eliminação gradual e ininterrupta da energia a carvão. Há três anos, não diziam nada sobre combustíveis fósseis. As nossas expectativas são muito mais elevadas este ano – mas o cenário atual da mudança do clima mostra que elas realmente precisam ser altas. Precisamos acabar com nosso vício em combustíveis fósseis”, afirmou o diretor.
Natalie Unterstell, presidente do Instituto Talanoa disse que “a linguagem do ‘transition away’ até 2050 em linha com a ciência vai forçar uma revisão nos planos de expansão da exploração de petróleo que existem em inúmeros países, incluindo o Brasil. E isso é muito bom”.
Fonte e Imagem: CNN Brasil.

// - SP mira investimentos externos para impulsionar energia verde

Etanol e derivados atraem interesse de europeus e asiáticos.
Maior economia do Brasil, São Paulo aposta no etanol e seus subprodutos para pavimentar o caminho da transição energética e está de olho em investimentos estrangeiros, sobretudo do Oriente Médio e da China, mas também da União Europeia, para financiar projetos no estado.
Em um 2024 com o Brasil no centro das atenções por causa da presidência do G20, São Paulo quer se apresentar como um dos maiores exportadores de etanol no mundo, que busca alternativas para limpar sua matriz energética.
"Somos o maior produtor de etanol no Brasil, com 40% a 45% do total, e queremos estimular essa produção para ter uma energia mais limpa", diz à ANSA Natália Resende, secretária estadual de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística.
"Já fomentamos mais de R$ 17 bilhões em projetos nessa parte de energia renovável, São Paulo está muito preparado para receber investimentos", reforça Resende, lembrando que o estado, assim como o Brasil, mira atingir a neutralidade em carbono até 2050.
Amplamente utilizado em automóveis, o etanol também pode gerar diversos subprodutos úteis para a transição energética, como hidrogênio verde, biogás, biometano e combustível sustentável de aviação (SAF).
"De maneira geral, há um espaço enorme para ser investido nessa área por empresas estrangeiras, sobretudo quando se fala de duas coisas: hidrogênio verde e SAF, algo que o mundo inteiro vai precisar. Estimamos que São Paulo vai exportar SAF para Europa e Estados Unidos, que não terão oferta suficiente para suprir essa demanda", afirma à ANSA Lucas Ferraz, secretário paulista de Negócios Internacionais.
Esse tema esteve no centro de sua recente missão na COP28, em Dubai, e em Abu Dhabi, onde a delegação de São Paulo buscou investidores potencialmente interessados no tema da transição energética, como o Mubadala, fundo soberano dos Emirados Árabes Unidos.
"A União Europeia e os Estados Unidos são fontes consolidadas e continuarão investindo no Brasil, mas estamos atrás de novas fontes, como o Oriente Médio e a Ásia de uma maneira geral. Atrair investimentos chineses para infraestrutura é uma prioridade", ressalta o secretário.
Mas isso não quer dizer que investidores já tradicionais não estejam de olho em oportunidades no campo energético. "Tem muita procura de países europeus, embaixadores pedindo agenda com o governo, tentando entender e prospectar projetos aqui em São Paulo", conta Resende.
Recentemente, o estado apresentou na Universidade de São Paulo (USP) uma estação experimental de abastecimento de veículos com hidrogênio verde produzido a partir do etanol. O desafio agora, segundo a secretária, é ganhar escala para dar "viabilidade econômica e financeira" a projetos desse tipo. "A gente tem lançado linhas de financiamento nao só para hidrogênio verde, mas também para hidrogênio de baixo carbono", diz.
O governo paulista também está de olho em recursos estrangeiros para seu plano de privatizações, com destaque para a da Sabesp, já autorizada pela Assembleia Legislativa do Estado de São Paulo (Alesp), e da Empresa Metropolitana de Águas e Energia (Emae), além de projetos de infraestrutura, como o trem entre São Paulo e Campinas e a ligação seca Santos-Guarujá.
"Temos já qualificados projetos que totalizam cerca de R$ 40 bilhões em investimentos", ressalta Ferraz, que ainda pretende aproveitar o aniversário de 150 anos da imigração italiana no Brasil, celebrado em 2024, para estreitar as relações com o país europeu. "Nossa ideia é, trabalhando junto com o Consulado da Itália, desenhar políticas para nos aproximarmos ainda mais", garante.
Fonte e Imagem: Terra.

// - Impacto da transmissão de energia em território indígena é tema de debate na Câmara nesta terça

A Comissão da Amazônia e dos Povos Originários e Tradicionais da Câmara dos Deputados discute nesta terça-feira (12) os impactos socioambientais da instalação de linhas de transmissão de energia em território indígena na região Amazônica.
A audiência será realizada no plenário 12, a partir das 15 horas, a pedido do deputado Paulo Guedes (PT-MG).
Veja quem foi convidado para participar do debate.
"A Amazônia é uma das maiores reservas de biodiversidade do planeta e possui uma rica diversidade cultural, abrigando diversas comunidades indígenas", afirma Guedes.
"A instalação de linhas de transmissão nessas áreas pode trazer consequências negativas tanto para o ecossistema quanto para os povos indígenas que habitam essas regiões", alerta.
Compensação financeira
O deputado lembra que, no Maranhão, uma associação indígena obteve uma decisão judicial obrigando a Eletronorte a pagar uma compensação financeira mensal pelos impactos suportados indevidamente pelos indígenas.
Guedes acredita que a audiência é uma oportunidade para "encontrar soluções sustentáveis que respeitem os direitos dos povos tradicionais, preservem a biodiversidade e assegurem o desenvolvimento energético de forma responsável".
Fonte e Imagem: Agência Câmara de Notícias.

// - Brasil, o país da energia barata e da conta de luz cara

A sociedade é penalizada pelo elevado custo de aquisição da energia pelas empresas e pela pesada conta de luz paga pelas famílias.
Lucien Belmont, da União pela Energia, afirmou que, apesar de o Brasil gerar energia barata, a sociedade é penalizada duplamente: tanto pelo elevado custo de aquisição da energia pelas empresas, o que eleva o preço de seus produtos para o consumidor; quanto pela pesada conta de luz paga pelas famílias. Tudo isso se deve aos subsídios inexplicáveis e às políticas ineficientes vigentes no setor. O PL 11.247/18, de iniciativa do Senado e que acaba de ser aprovado na Câmara, acirrará sobremaneira estas irracionalidades, caso a Casa originadora não volte ao texto original. Em 2024, as tarifas estaduais podem aumentar em até 15%, acima da inflação prevista de 3,9%. Oxalá o nosso Conselho Federativo escute seus eleitores.
O PL 11.247 cria o marco legal das usinas eólicas offshore (em alto-mar). Hoje, há mais de 100 pedidos de instalação aguardando aprovação no IBAMA, que agregariam 180 GW em 10 anos à matriz do país. O tema é controverso por ao menos quatro razões. A primeira, porque há espaço de geração eólica onshore, que é mais barata do que a offshore. A segunda, porque há excesso de oferta no sistema, com os reservatórios alcançando volumes históricos. A terceira, porque 90% da geração de eletricidade no país provém de fontes renováveis: energia hidrelétrica (62%), eólica (12%), biomassa (8%) e solar (4,4%), tornando menos necessária a geração eólica offshore (diferentemente de países que têm matrizes “sujas”). A quarta, porque é uma alternativa tecnológica em severa crise global, com custos majorados em 40% desde 2019, por conta da inflação e dos juros mais elevados, tornando projetos inviáveis, especialmente os que não receberam subsídios para arcar com esses custos adicionais ou aqueles que, por causa de contratos feitos, não podem repassar estas despesas extras aos preços.
Conquanto dita matéria não seja consenso entre os especialistas sobre a sua pertinência e/ou urgência no Brasil e ainda que a crise internacional setorial não tenha afetado o Brasil (ainda que possa adiar projetos de empresas que aguardam as normas sobre leilão de cessão de uso de áreas no mar); o que causa maior preocupação é o comportamento dos deputados na votação na Câmara. O PL foi aprovado por 403 votos, com apenas 16 votos contra. A maioria tão expressiva se explica pelo fato de que ele acabou sendo um repositório de concessões a inúmeros pleitos difusos, acatados sem a devida transparência. Foram diversos jabutis, quase todos pinçados de 179 PLs e apensados ao PL11.247. Não houve discussão prévia. Se aceitos, essas emendas trarão mudanças no status quo legal e regulatório em temáticas que nada têm a ver com o objetivo do PL original (regular eólicas offshore), redundando em incertezas, ineficiências, custos desnecessários e irracionalidades jurídicas e econômicas para todo o setor de energia elétrica.
Se aprovados, os novos subsídios e as novas reservas de mercado resultarão em custo estimado em até R$ 40 bi por ano até 2050, cerca de 10% do custo atual total da geração de energia elétrica, que é de R$ 350 bi. Fatalmente estes dispêndios serão repassados à conta de luz do cidadão, que nem tem ideia de quantos encargos e tributos ele paga em sua tarifa mensal, como, por exemplo, a Conta de Desenvolvimento Energético, que aumentou de R$ 16 bi em 2017 para R$ 37 bi em 2024 e deve subir para R$ 42 bi em 2025. Igualmente, serão afetados os que têm seu próprio negócio em casa, para os quais a energia elétrica é um custo importante. É brincar de Robin Hood às avessas. Difícil de acreditar. Especialmente quando se trata de um país em desenvolvimento, que apresenta grave desigualdade de renda e onde 70% dos trabalhadores ganham até dois salários-mínimos.
Dentre os jabutis2, há um que merece destaque: a prorrogação de contração, de 2028 para 2050, de térmicas a carvão, com custo de R$ 5 bi/ano, a despeito de ser uma das fontes mais poluentes e geradora de gases de efeito estufa. É uma medida que coloca o Brasil na contramão da política de transição energética para fontes limpas e da descarbonização, e que expõe o país a uma situação pouco estratégica, por ser um caminho desnecessário, dadas as opções renováveis disponíveis.
Ao invés de perquirir por soluções que busquem a diminuir o custo-Brasil, de focar na satisfação do consumidor, de trazer ao debate novas políticas com fundamentação técnica, de introduzir ações públicas que imprimam maior competitividade, de apresentar estudos com transparência e de desenhar incentivos econômicos que atraiam mais investimentos privados, esses 403 deputados (quase 80%!) optaram por agradar poucos brasileiros e seus interesses particularistas. Como a literatura aponta, instituições fortes promovem crescimento econômico. Estabilidade regulatória, segurança jurídica, reguladores não capturados, legislativo representativo da maioria e livre concorrência são antídotos contra o populismo e remédios que fomentam o desenvolvimento. Todos estes requisitos, contudo, foram desconsiderados naquela deliberação.
Não por menos, a Abrace Energia (Associação dos grandes consumidores de energia), a Frente Nacional dos Consumidores de Energia, o grupo União pela Energia, a EPBR, especialistas do setor e jornalistas têm alertado acerca dos problemas técnicos, econômicos e jurídicos deste PL. Mais ainda. Quinze especialistas se manifestaram contrariamente às emendas inseridas na proposição. O Brasil, dizem eles, não precisa de subsídios para a expansão de sua matriz elétrica, pois tem potencial de gerar energia por múltiplas fontes: solar, eólica, hidráulica, biomassa, gás natural, nuclear etc., todas competitivas por seus próprios atributos.
A frase “no Brasil até o passado é incerto” – de autoria do ex-ministro Pedro Malan ou do ex-presidente do BCB Gustavo Loyola – se consolidou como um triste retrato do que ocorre no país. Afinal, é comum regras serem alteradas à revelia de análises técnicas, destruindo a tão necessária previsibilidade legal, econômica e financeira. E, pior, afetando situações já assentadas no passado.
O Brasil tem a maior reserva de água doce do mundo e potencial em oferecer energia limpa, segura, barata e diversificada, tornando o país em uma das maiores referências no setor de energia. Essa é, aliás, uma importante agenda para ajudar a reverter a desindustrialização no país. O PL11.247 deveria, destarte, se limitar ao tema proposto originalmente: regulamentar a geração de energia eólica offshore, abandonando todas as emendas que encarecem o uso da energia elétrica pelo brasileiro, que precisa da proteção do Estado sobre seus direitos difusos para não sofrer abuso de poder econômico, legal ou de lobby. Isso só pode ocorrer pela via da boa regulação ou por políticas públicas bem desenhadas; tudo liderado por um legislativo republicano.
Senadores: fiquem atentos. A sociedade está em alerta máximo. Acalentar lobbies vai de encontro ao bem-estar de 156,4 milhões de eleitores e na direção da perda de voto. Queremos um Brasil de energia e conta baratas. Não é pedir muito, né?
Fonte e Imagem: Exame.

// - Energia eólica no Brasil “está mais para transação do que transição”, alerta especialista

Processo de implementação de usinas ignora impactos a populações tradicionais e à biodiversidade.
Lideranças políticas globais presentes na COP28 correm contra o tempo para chegar a um acordo de diminuição das emissões de CO2 e a eliminação, ainda que gradual, da dependência de combustíveis fósseis. Na lista de soluções para cumprir esses objetivos, está o uso das chamadas energias renováveis, como a solar e a eólica.
No entanto, os debates na conferência global têm deixado de lado um aspecto importante dessa transição, o impacto desses empreendimentos no cotidiano de centenas de comunidades. No Brasil, essas consequências já são realidade, segundo a especialista em Ciência Ambientais, Soraya Tupinambá, que atua no Instituto Terramar e na Rede Brasileira de Justiça Ambiental.
“A primeira coisa que é preciso desmistificar é que a questão da transição energética tem sido tratada como se a gente olhasse a realidade por uma luneta e visse, ao final dessa luneta, somente a emissão de CO2. Mas, fora do campo da luneta, nós temos pobreza energética, nós temos a questão da insegurança hídrica, escassez de água, fome no mundo, uma série de outros temas que estão fora do campo visual dessa chamada transição.”
Ela conversou com a equipe do Brasil de Fato que está em Dubai acompanhando a COP28. Na entrevista, a especialista relaciona as consequências de uma transição que, nas palavras dela, está mais para transação e segue a lógica do lucro, acima da real busca por sustentabilidade.
“Não somos contra as renováveis, mas assim não. Desconsiderando as populações, sem olhar para a pobreza energética, sem considerar as populações como necessárias beneficiárias da expansão de energia no nosso país. Nós estamos vendo a expansão das eólicas, mas não vimos as contas reduzirem um centavo. Muito pelo contrário. As contas encarecem porque os subsídios que são dados a essas empresas são pagos pelos usuários do sistema energético. Nós temos uma das contas mais caras do mundo e isso não é justiça.”
Confira a entrevista na íntegra a seguir, ou ouça no tocador de áudio abaixo do título desta matéria:
Brasil de Fato: As soluções apresentadas como sustentáveis para substituir o uso de combustível fóssil na geração de energia são realmente sustentáveis? Como tem sido a aplicação na prática?
Soraya Tupinambá: Temos que observar o momento que vivemos. Temos escutado na COP28, sobretudo na fala da Agência Internacional de Energia, a Irena, o que é preciso para atender as metas que estão estabelecidas, é necessário triplicar a geração de energia renovável e é preciso abandonar as fósseis. Esse é um baita desafio e coloca a questão em um outro patamar.
A primeira coisa que é preciso desmistificar é que a questão da transição energética tem sido tratada como se a gente olhasse a realidade por uma luneta e visse ao final dessa luneta somente a emissão de CO2. Mas, fora do campo da luneta, nós temos pobreza energética, nós temos a questão da insegurança hídrica, escassez de água, fome no mundo, uma série de outros temas que estão fora do campo visual dessa chamada transição.
Ou seja, há uma absolutização da emissão de CO2 para o estabelecimento do que chamam de energia limpa. Nesse sentido, ela não tem sido limpa e posso explicar o porquê. Ela tem impactado territórios. Nós temos mais de mil usinas e eu vou chamar usina, porque acho que é importante fugirmos de um glossário que procura enverdecer aquilo que é uma indústria e que agora entra em uma escala de tamanhos, dimensões e impactos multiplicados.
É preciso tratar como ela é, uma indústria que tem forte presença de multinacionais e que chega ao Brasil marcada pela dependência tecnológica. Por exemplo, a indústria eólica coloca que nacionalizou 80% das eólicas. Mas os componentes nacionalizados são os que mais demandam matéria-prima, como aço e madeira. Onde tem a inteligência e o valor agregado, isso continua na mão dessas empresas.
Os impactos são enormes, São mais de 10 mil aerogeradores nessas mais de mil usinas. É importante também superarmos uma leitura que vê impactos locais, como se esses impactos se resumissem às comunidades e não é bem assim. O que tem sido impactado são ecossistemas críticos fundamentais.
Por exemplo, campos de dunas no Nordeste brasileiro. Abaixo deles existem grandes reservatórios de água doce e eles são estratégicos para uma região que está praticamente, na sua inteireza, localizada no semiárido e que, pelas próprias mudanças climáticas, vão lidar com a escassez de água. Esses reservatórios acabam sendo comprometidos porque os campos de duna são terraplanados, são eliminados, são compactados para a construção de estradas e para a construção das usinas.
Nós temos impacto sobre áreas produtivas. As mulheres da Borborema (CE) têm feito passeatas anuais no 8 de março, denunciando a destruição dos seus territórios de agricultura. Essa é uma região produtora de alimentos e é isso que não estamos olhando. Essa produção de alimentos vai repercutir sobre os centros urbanos no Ceará.
Agora, já existe a previsão de 43 usinas para a região da Serra da Ibiapaba. Essas usinas estão sempre se localizando na costa ou em zonas de altitude, como as serras, para poder pegar os melhores ventos e proporcionar maiores taxas de lucro, maior capacidade de geração de energia elétrica. Ou seja, é um negócio.
As populações têm sido ouvidas neste processo?
Não. As populações não têm sido ouvidas nos seus territórios quando se dá a instalação. Nós temos um mecanismo que foi estabelecido pela Organização Internacional do Trabalho, a convenção 169, que fala do direito dos povos tribais e comunidades tradicionais. É o campesinato que tem sido atingido. São comunidades de fundo e fecho de pasto na Bahia, os povos do mar de todo o Nordeste brasileiro.
Há destruição de campos de dunas, problemas de saúde, porque as eólicas produzem um som que interage com os ventos e torna insuportável o sono. Pessoas deixam de dormir, se tornam dependentes de remédios, adquirem problemas de saúde mental, depressão, entre outras questões.
Ainda tem contratos de arrendamento, que são profundamente injustos. Eles têm cláusulas abusivas, como a renovação automática. Passado o tempo de vida útil dessas estruturas, que é mais ou menos 25 anos, a renovação é automática. Caso a família não aceite, ela terá que pagar multas de milhões. Não tendo como pagar, é quase uma transferência compulsória do controle das terras para as empresas.
Isso está acontecendo em larga escala no Nordeste brasileiro. É completamente injusto. Do valor é deduzida a regularização da terra, porque muitos são posseiros, não são donos. Então, a empresa paga o processo de regularização e deduz das parcelas.
Existem questões também em relação a instalação dessas usinas em alto mar?
Exatamente. Estamos ingressando em uma nova fase. As eólicas tinham de 80 a 85 metros. Agora, mesmo em terra, vão para mais de 100 metros. Isso implica em um impacto territorial, impacto no som, efeito de sombra. Há um efeito que se assemelha a uma boate, com luz e sombra a cada quatro segundos. Isso para os animais é estressante.
Tivemos a oportunidade de ir ao Chile e ver que a produção de leite caiu por conta desse efeito estroboscópico. Vimos também coisas que ainda não vemos no Brasil, mas que precisamos ter atenção. As abelhas perdem a orientação, não conseguem voltar para suas colmeias, as abelhas rainha morreram de fome, esperando as operárias voltarem. Elas não só não voltaram, como foram encontradas longe das colmeias. São animais que têm a ver com a produção de alimentos.
Isso também tem um efeito sobre a saúde das pessoas. Para