Em 2023 foram construídas usinas fotovoltaicas em todo o planeta com uma capacidade total de 447 gigawatts (GW). Segundo a confederação SolarPower, desse modo, em apenas um ano a produção solar global elevou-se em 38%, até 1.624 GW.
Bem mais modesta foi a ampliação das usinas eólicas (117 GW) e a carvão (70 GW) inauguradas no mesmo período, sobretudo na China e na Índia. Nos setores hidrelétrico (+7 GW), de gás natural (+6 GW) e biomassa (+4 GW), o acréscimo foi ainda inferior. Por sua vez, a capacidade de energia nuclear caiu 2 GW em 2023, com o fechamento de mais usinas antigas.
Segundo a SolarPower Europe, a energia fotovoltaica terá um crescimento global ainda mais forte no próximo quinquênio, chegando a até 20% mais usinas por ano. A organização prevê um total de 5.117 GW instalados até 2028, superando os 4.930 GW produzidos por todas as usinas de carvão, gás e petróleo juntas.
Custo da energia solar cai continuamente: Os preços dos módulos fotovoltaicos caíram drasticamente, acima de tudo devido à produção em massa em fábricas chinesas, reduzindo em 80% o custo da energia solar em todo o mundo, nos últimos 15 anos. Na maioria das regiões, ela já é a alternativa mais barata.
Em zonas ensolaradas, é possível gerar eletricidade num parque fotovoltaico ao custo de 0,035 a 0,054 euro por kilowatt/hora, mostra um estudo do Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energia Solar (ISE). Em países como Alemanha, em que há pouco sol, o custo é de 0,041 a 0,069 euro por kilowatt/hora, mas ainda bem menos do que a metade da energia proveniente das novas usinas nucleares, a gás ou a carvão.
A expansão fotovoltaica é marcante na Ásia, e muito especialmente na China, onde novos parques solares acrescentaram 253 GW à matriz energética em 2023, elevando a capacidade nacional total a 656 GW. Em 2024 se acrescentarão outros 299 GW. A Agência Internacional de Energia (AIE) calcula que as instalações solares cobrem 10% da demanda chinesa.
Atualmente o país ainda obtém 61% de sua eletricidade das usinas a carvão, tornando-se um dos principais emissores de dióxido de carbono (CO2). Porém o think tank britânico Ember estima que o combustível fóssil perderá importância na China, graças à ascensão da fonte solar.
O fenômeno se fez observar também em outros países em 2023: a Austrália ampliou sua produção solar em 36 GW, elevando a parcela dessa fonte a 15%. No Japão e na Índia, a capacidade solar é de 90 GW – 12% e 11% da demanda nacional, respectivamente. Com 9 GW, 20% da eletricidade do Chile é de origem fotovoltaica. No Brasil, com 39 GW, a proporção é de 11%; enquanto nos EUA (173 GW) e México (11 GW) ela é de 6%.
Ao todo, a União Europeia atingiu em 2023 uma capacidade solar de 269 GW, ou cerca de 10% da demanda total. Com 21%, a Espanha (36 GW), Holanda (33 GW) e Grécia (7 GW) lideram a maior participação fotovoltaica em sua matriz energética, seguidas pela Alemanha (92 GW = 14%), Polônia (17 GW = 12%) e Bulgária (4 GW = 11%).
50 vezes mais energia solar até 2050?
Apesar de o potencial fotovoltaico ser especialmente alto em regiões ensolaradas como a África e o Oriente Médio, lá ele é relativamente pouco explorado. Contudo a SolarPower Europe prevê uma guinada em breve, com a capacidade nesses locais quase quintuplicando até 2028, de 48 GW para 222 GW.
Israel (4 GW) produz 15% de sua eletricidade a partir do Sol. A Turquia (11 GW), África do Sul (6 GW) e Emirados Árabes Unidos (5 GW) suprem 7% de suas respectivas demandas energéticas por meio fotovoltaico, enquanto a proporção é de apenas 2% na potência petrolífera Arábia Saudita (3 GW).
Para abastecer toda a Terra com energia renovável a baixo custo, a solar teria um papel-chave. Um estudo publicado pela revista Science estipula a capacidade necessária em 104 mil GW – 50 vezes mais do que a atualmente disponível. Certos especialistas consideram essa meta viável até 2050, ou até bem mais cedo, se o ritmo da transição for acelerado.
Contudo, um relatório das Nações Unidas lembra que simultaneamente é preciso retirar CO2 da atmosfera, senão será impossível alcançar a meta estipulada no Acordo do Clima de Paris, de limitar o aquecimento do planeta a 1,5º C acima dos níveis pré-industriais. Fonte e Imagem: IstoÉ

O Ministério de Minas e Energia lançou nesta quinta-feira (7) uma consulta pública para definir o orçamento do programa Luz para Todos em 2025. A pasta pretende reservar R$ 4,3 bilhões para ações no ano que vem.
A maior parte desse valor é custeada por todos os consumidores na conta de luz. São R$ 3,95 bilhões pagos por meio do encargo Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) — que agrega subsídios a políticas públicas, como a universalização do serviço de energia.
Recriado em 2023, o Luz para Todos é um programa operado pelo governo, que dá subvenção econômica às distribuidoras de energia para que levem eletricidade a áreas sem o serviço, como comunidades rurais e regiões remotas da Amazônia Legal.
A meta do governo é iluminar 97,1 mil imóveis em 2025. O número é 23% superior à meta deste ano.
Os seguintes estados serão atendidos: Pará: 40.192 imóveis
Bahia: 13.300 imóveis
Amapá: 9.452 imóveis
Piauí: 7.344 imóveis
Amazonas: 4.918 imóveis
Maranhão: 4.634 imóveis
Roraima: 4.387 imóveis
Acre: 4.348 imóveis
Tocantins: 2.624 imóveis
Rondônia: 2.561 imóveis
Mato Grosso: 1.696 imóveis
Ceará: 1.000 imóveis
Goiás: 315 imóveis
Rio de Janeiro: 221 imóveis
Paraíba: 120 imóveis
Segundo o governo, o orçamento será usado para dar continuidade a obras em execução e em processo de contratação. O governo tem como meta atender a 500 mil famílias até o final de 2026.
Criado em 2003, o programa Luz para Todos tinha o objetivo de levar energia elétrica às residências que não são atendidas pelas distribuidoras. Prorrogado por diversas vezes até 2022, o programa foi retomado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) em agosto de 2023.
Nas comunidades isoladas da Amazônia, o programa tem levado kits individuais de energia solar. Já nas comunidades rurais, as famílias são atendidas com a extensão da rede das distribuidoras até as localidades. Fonte e Imagem: Portal G1

O estudo deverá indicar se o sistema tem capacidade suficiente para atendimento da ponta de carga. “O critério de flexibilidade refere-se à capacidade de o sistema de ajustar a entrega de potência para atender ao requisito da carga. É um elemento importante para equilibrar a demanda de energia elétrica em tempo real e a geração, especialmente a partir do forte incremento de fontes intermitentes de geração”, diz nota publicada pelo MME (Ministério de Minas e Energia).
Atendimento de demanda: O CMSE também definiu que deverão ser mobilizados recursos adicionais para atendimento do pico de demanda entre novembro e janeiro do próximo ano, entre eles, despacho de termelétricas, resposta da demanda e importação de energia.
Período chuvoso Durante o encontro, o Cemaden (Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais) indicou que o período úmido já teve início nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, no entanto, está atrasado na região Norte do país. Situação que deve permanecer nas próximas semanas.
Também foi constatado que todos os subsistemas do país tiveram a ENA (Energia Natural Afluente) abaixo da média histórica ao longo do mês de outubro. O que também deve permanecer em novembro, com exceção da região Sul.
Bandeira verde: O MME projeta que a bandeira tarifária de energia elétrica voltará a ser verde no próximo mês. Segundo fonte do governo, há essa expectativa por causa do aumento das chuvas no país e da projeção de melhoria dos níveis das hidrelétricas, reduzindo o custo de geração.
A definição da bandeira cabe à ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). O último mês em que o patamar verde vigorou foi em agosto. Neste mês de novembro, está em vigor a amarela. Fonte e Imagem: Agência iNFRA.

O Ministério de Minas e Energia (MME) propôs na última quarta-feira (6) a criação de um novo critério de suprimento para o Sistema Interligado Nacional (SIN) durante a reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Trata-se do critério de flexibilidade, que se refere à capacidade de o sistema ajustar a entrega de potência para atender ao requisito da carga.
De acordo com o MME, o critério é um elemento importante para equilibrar a demanda de energia elétrica em tempo real e a geração, especialmente a partir do forte incremento de fontes intermitentes de geração. A previsão é que ele seja submetido à avaliação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) até o final de 2025.
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) já iniciou os estudos para a criação do novo indicador. Uma consulta pública e workshops deverão ser realizados para discutir o tema.
Durante a reunião, também foram apresentados números do período chuvoso nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, além de dados que indicam atrasos nas chuvas no Norte.
O Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais (Cemaden) sinalizou que espera que esse comportamento seja mantido nas próximas semanas, com chuvas mais localizadas nas regiões Sudeste e Centro-Oeste e chuva abaixo da média para região Norte do país.
ENA: Para a Energia Natural Afluente (ENA), foram verificados valores abaixo da média histórica para todos os subsistemas no decorrer do mês de outubro. Em novembro, a indicação é de uma ENA abaixo da média histórica para todos os subsistemas, exceto para o Sul.
As condições observadas para os subsistemas da Média de Longo Termo (MLT) em outubro foram: Sudeste/Centro-Oeste: 58%; Sul: 84%; Nordeste: 40%; Norte: 44%.
Já para novembro, a previsão para o Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte é de 61%, 118%, 65% e 44% da MLT, respectivamente. Considerando o cenário mais favorável, as previsões são de: 116%, 46%, 93% e 64% da MLT, respectivamente, para o Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
Energia armazenada: O armazenamento do SIN foi de aproximadamente 44% em outubro. No mês, foram verificados armazenamentos equivalentes de cerca de 40% (Sudeste/Centro-Oeste), 65% (Sul), 45% (Nordeste) e 63% (Norte).
Em relação ao atendimento da demanda máxima do sistema, o ONS indicou que, para cenários de temperatura elevada e baixa geração eólica, devem ser mobilizados recursos adicionais para o atendimento entre os meses de novembro de 2024 e janeiro de 2025, incluindo despacho termelétrico, mecanismo de resposta da demanda e importação de energia elétrica.
Na reunião, também houve deliberação sobre emergencialidade no atendimento dos municípios de Anamã, Caapiranga e Codajás, no Estado do Amazonas, conforme apresentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Expansão da Geração e Transmissão: A expansão verificada em outubro de 2024 foi de 1.534 MW de capacidade instalada de geração centralizada de energia elétrica, de 467,0 km de linhas de transmissão e de 1.485 MVA de capacidade de transformação. Fonte e Imagem: CNN BRASIL

A constatação por parte da reguladora está na nota técnica divulgada na semana passada pelaa STD (Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição), na conclusão da Tomada de Subsídios 18, aberta para avaliar a necessidade de aprimoramentos regulatórios para coibir práticas que ferem o art. 28 do Marco Legal da GD (Lei 14.300/2022), que limita essa geração ao consumo próprio. O TCU (Tribunal de Contas da União) exigiu em julho um plano da agência em até 60 dias para fiscalizar a locação de usinas e a geração compartilhada.
Para a Agência iNFRA, Rubim afirmou que a expectativa é que o entendimento da nota técnica segue posicionamentos anteriores da ANEEL, inclusive em diálogos com o TCU. A Absolar agora espera que o tema ganhe corpo e entre na Agenda Regulatória da agência para 2025, com designação de relator e realização de consulta pública no 1° semestre do próximo ano para debater os novos comandos regulatórios.
“Vemos uma recomendação de que se tenha um olhar mais cauteloso sobre as coligadas das distribuidoras, sobretudo na própria área de concessão daquela empresa. Isso já era algo que vinha sendo sinalizado como objeto de fiscalização para 2025, para combater a concorrência desleal”, diz.
Trata-se de um problema crônico para o setor de geração distribuída, segundo Bárbara Rubim, sobretudo diante de uma necessidade de maior fiscalização das distribuidoras nas suas áreas de concessão para coibir eventuais práticas irregulares. O documento também indica que será necessária uma fiscalização mais ativa da reguladora e das distribuidoras quanto à comercialização de energia gerada via geração distribuída solar.
“Temos visto muitos relatos de distribuidoras criando dificuldades para consumidores conectarem com sistemas fotovoltaicos, alegando, por exemplo, inversão de fluxo. E depois dessa negativa, uma empresa ligada à distribuidora entra em contato com esse cliente ofertando energia por assinatura. Então, como as distribuidoras fiscalizariam isso, com uma empresa coligada atuando na mesma área? Claramente haveria falta de isenção.”
Fiscalização mais ativa: “A nota técnica sugere a padronização de conteúdos mínimos, deixando como recomendação uma postura mais ativa e normativa para formalização desses negócios de locação de usinas. É um indicativo de que é preciso uma fiscalização mais ativa, inclusive das distribuidoras, porque diz que não se pode afastar delas o poder/dever de fiscalizar”, afirma.
No documento, a STD reconhece que há indícios de alguma atividade ilegal na locação de usinas e na geração compartilhada, com comercialização de energia que foge aos preceitos do art. 28 do Marco da GD, conforme indicou o TCU. Conclui ainda que é preciso realizar aprimoramentos regulatórios para combater essa prática.
“Temos visto muitos relatos de distribuidoras criando dificuldades para consumidores conectarem com sistemas fotovoltaicos, alegando, por exemplo, inversão de fluxo. E depois dessa negativa, uma empresa ligada à distribuidora entra em contato com esse cliente ofertando energia por assinatura. Então, como as distribuidoras fiscalizariam isso, com uma empresa coligada atuando na mesma área? Claramente haveria falta de isenção.”
Projetos de lei no Congresso: Atualmente, há pelo menos dois projetos de lei sobre o tema tramitando no Congresso Nacional. O primeiro, o PL 1.292/2023, de autoria do deputado Lafayette de Andrada (Republicanos-MG), retira o artigo 28 do Marco Legal da Geração Distribuída, deixando de existir a obrigação de consumo próprio e abrindo caminho para a comercialização dessa energia.
Há ainda o PL 671/2024, do deputado Delegado Marcelo Freitas (União-MG), que proíbe as concessionárias de distribuição de atuar também na geração distribuída, como com a venda de GD por assinatura. A proposta está sob relatoria de Lafayette, que já se posicionou favorável à restrição com a justificativa de que a situação compromete a isonomia entre as empresas do setor.
Na avaliação de Bárbara Rubim, apesar das propostas de mudanças no Legislativo, ainda cabe à ANEEL regular o assunto. Segundo ela, “muito do que vemos de pró-ativismo do Congresso em temas no setor elétrico se deve à falta de celeridade da agência em endereçar temas bastante urgentes para os agentes” Fonte e Imagem: Agencia iNFRA.

O ministro do Supremo Tribunal Federal (STF), Dias Toffoli, retirou decisão anterior para analisar melhor o caso e liberou o julgamento sobre a obrigação de empresas distribuidoras de energia devolverem ou não aos consumidores, via desconto na tarifa, os valores de tributos recolhidos de forma indevida.
O presidente da Corte, ministro Luís Roberto Barroso, deve definir, agora, uma data para a retomada do caso. Anteriormente, os ministros já haviam formado maioria de seis votos sobre o repasse de créditos aos consumidores, mas a análise do tema foi interrompida em setembro deste ano, após pedido de vista de Toffoli.
Com a liberação do julgamento, aspectos discordantes devem ser abordados pelos ministros, a exemplo do prazo para prescrição do direito de restituição dos tributos pagos pelos consumidores. Até o momento, há três votos favoráveis ao tempo de 10 anos, dois votos para prescrição em cinco anos e um à favor da inexistência de prazo.
Outro ponto que deve ser debatido, ainda, pelos ministros do STF diz respeito à possibilidade de abatimento do valor repassado aos consumidores dos custos adicionais pagos pelas distribuidoras. Fonte e Imagem:Portal Metrópoles.

O Ministério de Minas e Energia (MME) autorizou quatro empresas a realizarem importação de energia elétrica do Paraguai mediante contratos de comercialização no ambiente de contratação livre (ACL).
A portaria nº 2.858 que liberou a importação para a Infinity Comercializadora de Energia, a Matrix Comercializadora de Energia Elétrica, a Vitol Power Brasil e a Engelhart CTP foi publicada na edição desta segunda-feira (4/11) do Diário Oficial da União.
Outros 18 pedidos estão sob avaliação e devem ser divulgados em breve. No dia 30 de outubro, a pasta publicou as orientações para essa importação, com o intuito de viabilizar contratos que permitam a comercialização de energia elétrica conforme as normas brasileiras, marcando uma nova fase no setor.
“Estamos avançando na integração energética da América do Sul, garantindo mais segurança e confiabilidade para o setor produtivo e o consumidor brasileiro”, declarou o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD).
Essa decisão segue o memorando de entendimento entre Brasil e Paraguai, assinado em abril, que visa aproveitar de forma mais eficiente os recursos energéticos. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a importação de energia elétrica não afetará a segurança energética do Sistema Interligado Nacional (SIN).
O MME busca melhorar as formas de comércio energético entre os dois países, com foco em aumentar a eficiência e trazer benefícios ao setor elétrico e aos consumidores. Fonte e Imagem: Agência Eixos.

Começa a valer nesta sexta-feira (1º) a bandeira amarela sobre as contas de luz – mais barata que a vermelha, que vigorou em setembro e outubro.
Com isso, o valor extra cobrado para cada 100 kwh consumidos passa de R$ 7,877 para R$ 1,885.
A troca da bandeira vermelha pela amarela, segundo a Aneel, foi possível em razão do aumento do volume de chuvas registrado em outubro.
O acionamento das bandeiras amarela ou vermelha, as mais caras da tabela, aponta para um cenário de geração de energia mais cara.
Com a seca na região Norte do país, usinas hidrelétricas importantes estão gerando menos energia. Por isso, para atender aos horários de pico de consumo e baixa geração de energia renovável, no início da noite, é necessário acionar usinas termelétricas – que são mais caras.
A elevação do custo da energia elétrica contribuiu para o aumento da inflação no mês de setembro, segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE).
O Índice de Preços ao Consumidor Amplo, considerado a inflação oficial no Brasil, apontou um aumento de 0,44% nos preços naquele mês.
Cada bandeira tarifária acionada pela Aneel pode gerar um custo extra ao consumidor:
bandeira verde (condições favoráveis de geração de energia) – sem custo extra;
bandeira amarela (condições menos favoráveis) – R$ 18,85 por MWh (megawatt-hora) utilizado (ou R$ 1,88 a cada 100kWh);
bandeira vermelha patamar 1 (condições desfavoráveis) – R$ 44,63 por MWh utilizado (ou R$ 4,46 a cada 100 kWh);
bandeira vermelha patamar 2 (condições muito desfavoráveis) – R$ 78,77 por MWh utilizado (ou R$ 7,87 a cada 100 kWh).

A conta de luz vai ficar mais barata em novembro com a mudança da bandeira tarifária anunciada na sexta-feira, 25. Com a volta das chuvas, houve melhora nas condições de produção de energia elétrica, e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou que a bandeira tarifária passará de vermelha para amarela. 
Com a mudança, a taxa será reduzida para R$ 1,885 por 100 kWh de consumo, na conta de todos os consumidores conectados ao Sistema Interligado Nacional. Em outubro, com a bandeira definida como vermelha patamar 2, a cobrança adicional na conta  é de R$ 7,877 a cada 100 kWh consumidos. 
“Com esse novo cenário de adoção da bandeira tarifária, o subitem – que é a energia elétrica residencial – vai ficar em torno de -5,7% fazendo com que tenha um impacto de -0,2 pontopercentual na inflação mensal”, afirma o economista Matheus Dias, da FGV IBRE – Instituto Brasileiro de Economia. 
Segundo as projeções da FGV IBRE, a redução da cobrança adicional na conta de luz residencial vai levar o IPCA de novembro para -0,1%. “Por sua vez, isso vai ter um impacto no IPCA anual, que vai ficar em torno de 4,30%”, diz. A meta de inflação no ano é de 3%, com teto em 4,5%. Nesta segunda-feira, 28, o mercado financeiro projetou um estouro da meta, com o IPCA em 4,55% até o fim do ano. Porém, a bandeira tarifária menor pode colaborar para que a inflação fique dentro do limite.
Nas projeções da Warren Investimentos, o impacto da bandeira amarela é maior. “Na nossa projeção do IPCA de 2024, mantivemos a amarela no final de 2024, com risco de vermelha 1 (0,14% p.p.), e verde em 2025. O impacto da bandeira amarela na nossa projeção é de -13 bps e a projeção de novembro do IPCA -0.28% para -0,41%.”, diz a estrategista de inflação da Warren, Andréa Angelo. Fonte e Imagem: Veja.

Roberto Ardenghy, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) defendeu nesta segunda-feira (28) que o Brasil procure soluções para a transição energética que não levem à “pobreza energética”.
Ardenghy participou do CNN Talks Sustentabilidade: O potencial do Rio de Janeiro, realizado na capital fluminense.
“Não adianta ter solução que gere pobreza energética, que deixe a energia muito mais cara do que ela é hoje”, disse. A pobreza energetica pode ser entendida como a dificuldade de acesso à energia e aos serviços energéticos.
Acontece que soluções em energias limpas, para ganhar escala, por vezes, necessitam de investimentos vultosos. Parte das despesas para incentivo da geração em fontes renováveis são, por exemplo, repassados à conta de luz.
O representante destacou que a demanda por fontes fósseis ainda é grande mundo afora e destacou como fator a contribuir para a transição o fato de o petróleo brasileiro deixar pegada de carbono cerca de 30% menos que a média mundial. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Após o apagão que deixou milhões se luz em São Paulo, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, defendeu nesta sexta-feira (25) o retorno dos acordos de gestão com as agências reguladoras.
O instrumento foi extinto no governo do ex-presidente Jair Bolsonaro (PL) e tinha o intuito de vincular os recursos públicos vindos da União a metas estabelecidas. As regras previam inclusive a desoneração de diretores-presidentes caso os alvos não fossem cumpridos.
“Eu acho que nunca devia ter perdido os contratos de gestão. Eram contratos que tinham referência clara de padrões de eficiência das agências. É importantíssimo que se aperfeiçoe o modelo das agências”, disse após evento com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT).
Silveira ainda acusou haver uma “falta de sinergia” entre os presidentes de agências reguladoras, que foram nomeados por Bolsonaro, e o atual governo. Para ele, há uma resistência em obedecer às regras criadas pela atual gestão.
“Há uma falta de sinergia entre apadrinhados do governo anterior, que não querem cumprir decretos assinados pelo presidente da República do Brasil”, destacou.
Segundo ele, medidas provisórias estão sendo questionadas “por quem não tem o direito discricionário de fazer ou não”, e que essas pessoas devem apenas “executar”.
“Esse é o papel da regulação, como nós vamos fazer para aplicar as políticas públicas construídas pelo governo”, pontuou. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Segundo a empresa, a alta é explicada pela entrada da bandeira vermelha patamar 2 no período, justificada pela seca e redução da vazão nos reservatórios das hidrelétricas.
Segundo Carolina Reis, diretora da plataforma, a maior parte do público é consumidores residenciais. Também houve na etapa uma crescente na procura de financiamentos por condomínios, que buscam reduzir a conta do consumo das áreas comuns.
Segundo trimestre: O número de financiamentos pela plataforma Meu Financiamento Solar subiu 41% no segundo trimestre do ano em comparação com o mesmo período de 2023. Segundo balanço da empresa, a maior parte do crédito liberado foi destinada a projetos de residências e empresas no estado de São Paulo.
Na época, Reis explicou que o maior volume de liberação é explicado pelo interesse dos consumidores. Fonte e Imagem: MegaWhat.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) anunciou nesta sexta-feira (25) que a bandeira tarifária para a partir de 1º de novembro será amarela, refletindo a melhora nas condições de geração de energia no Brasil. A medida se aplica a todos os consumidores conectados ao Sistema Interligado Nacional.
Portanto, os consumidores pagarão a tarifa de R$ 1,885 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos, uma queda significativa em relação aos R$ 7,877 da bandeira vermelha patamar 2 – a mais cara do sistema de bandeiras – que vigorou em outubro.
A tarifa mais elevada se deu por conta da longa estiagem que atingiu o país e fez com que os reservatórios das hidrelétricas ficassem praticamente vazios. Segundo a Aneel, a nova classificação de novembro se deve ao aumento das chuvas e à redução dos custos de geração elétrica.
Mesmo assim, a agência afirma que apesar da melhora, as previsões para os próximos meses indicam que as chuvas e as vazões nos reservatórios ainda estão abaixo da média.
Isso sugere a necessidade de complementar a geração de energia por meio de usinas termelétricas para atender à demanda dos consumidores – o que ainda não é uma redução significativa nos valores das contas de luz.
Entre abril de 2022 e junho de 2024, as contas de luz passaram por uma sequência de bandeiras verdes, sendo interrompida em julho pela bandeira amarela, mas retomada em agosto.
Em setembro, a bandeira vermelha foi acionada no patamar 1. Fonte e Imagem: CNN Brasil

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) afirmou, em ofício ao governo, que a cassação dos contratos das distribuidoras é uma medida extrema e deve ser feita com base em "em análises técnicas e evidências robustas".
O ofício assinado pelo diretor-geral da agência, Sandoval Feitosa, foi enviado ao ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, nesta segunda-feira (21).
No dia anterior, Silveira havia pedido que a Aneel abrisse um processo administrativo contra a Enel SP pelo apagão de quase uma semana em São Paulo.
O processo pode levar a intervenção ou cassação do contrato – chamada no setor de "caducidade".
"A caducidade de uma concessão é medida extrema prevista na legislação e deve ser aplicada apenas quando a efetividade de outras medidas de fiscalização se mostra insuficiente para a readequação do serviço prestado pela concessionária", escreve Feitosa, no ofício da Aneel.
O diretor-geral afirmou que é preciso "grande robustez" na instrução do processo, com garantia de ampla defesa, "para que não reste dúvida quanto à necessidade da caducidade da concessão para a readequação do serviço prestado na área de concessão".
Feitosa conclui dizendo que a Aneel vai usar sua capacidade de fiscalização de "forma técnica, baseada em sólidas evidências e respeito aos contratos de concessão".
????A caducidade da concessão acontece quando o contrato da distribuidora é cassado por descumprimento de regras.
????Essa é a mais grave das punições previstas e depende de recomendação da Aneel.
????A decisão, contudo, é do Ministério de Minas e Energia.
Intimação da Enel: Na segunda-feira (21), a Aneel intimou a Enel por descumprimento do plano de contingência da distribuidora e reincidência de "atendimento insatisfatório aos consumidores em situações de emergência".
A intimação faz parte do relatório de falhas e transgressões. Dentro da burocracia da Aneel, esse relatório pode dar início a um processo administrativo, cujas punições podem variar de multas a intervenção e cassação do contrato.
Depois do recebimento da intimação, a Enel SP tem 15 dias contados para se manifestar.
O que pode levar à cassação? A cassação do contrato precisa da comprovação de que a distribuidora descumpriu regras ou não tem condições técnicas, operacionais ou financeiras de manter a prestação dos serviços.
A lei das concessões estabelece os seguintes motivos para o governo federal declarar a extinção dos contratos:
????ineficiência ou inadequação da prestação do serviço à população, “tendo por base as normas, critérios, indicadores e parâmetros definidores da qualidade do serviço”;
????descumprimento de cláusulas contratuais, legais ou regulamentares;
????paralisação do serviço, exceto em “caso fortuito ou força maior”;
????perda de condições econômicas, técnicas ou operacionais para manter a prestação dos serviços;
????descumprimento de penalidades;
????não atendimento de intimação do governo para regularizar a prestação dos serviços;
????não atendimento de intimação do governo em até 180 dias. Fonte e Imagem: Portal G1.

Sandoval concluiu que os objetos das decisões se tornaram prejudicados por “fato superveniente”, com a perda de eficácia da MP (Medida Provisória) 1.232/2024, que viabilizava as operações. O agravo foi encaminhado para a relatoria do próprio diretor-geral nesta segunda-feira (21), seguindo as regras da agência.
A MP perdeu a validade à meia-noite do dia 10 de outubro. No dia 11 de outubro foram assinados os despachos de perda do objeto pelo diretor-geral, posteriormente publicados no DOU (Diário Oficial da União) em 14 de outubro. Confira aqui o despacho sobre a venda da distribuidora, e aqui o despacho sobre a conversão das térmicas.
Troca de controle: O prazo da MP também foi utilizado pela ANEEL para contestar judicialmente a venda da Amazonas para a Âmbar. A agência alega que os representantes das empresas assinaram o termo de transferência de controle após a meia-noite do dia 10 e, por isso, a operação não estaria “plenamente constituída”.
Segundo a Procuradoria Federal, representante da reguladora, apenas o diretor-geral assinou o termo ainda no dia 10 de outubro. De acordo com a ANEEL, os termos foram inseridos no sistema às 23h58. O diretor-geral da agência, Sandoval Feitosa, assinou às 23h59. Marcelo Zanatta e Marcos Ferreira Costa, representantes da Âmbar Energia, assinaram à meia-noite em ponto e 1h15, respectivamente. Já Orsine Oliveira e Márcio Zimmermann, da Amazonas Energia, assinaram três e 15 minutos depois da meia-noite, respectivamente.
“Má-fé”: No entendimento da Âmbar, a MP era válida até 11 de outubro de 2024, conforme a Constituição Federal, que prevê 120 dias a partir da data de publicação,13 de junho de 2024. Contudo, ainda que o prazo correto fosse o dia 10 de outubro, “prevaleceria a assinatura da autoridade responsável pela aprovação, a Agência Nacional de Energia Elétrica, que ocorreu às 23:59:01”, disse a empresa em nota encaminhada à imprensa.
A Âmbar ainda destaca que o documento foi disponibilizado para assinatura às 23h58 do dia 10. Com isso, segundo a companhia, “estaria também configurada a má-fé da própria ANEEL, ao inviabilizar a assinatura por todas as partes até a meia-noite”.
“Registre-se que não acreditamos na má-fé, mas que se trate de mero desencontro de informações entre a diretoria geral que assinou o contrato e os procuradores da agência”, concluiu.
Respaldo administrativo : A transferência assinada ocorreu com base em decisão judicial, que obrigou o diretor-geral, Sandoval Feitosa, a autorizar a venda por meio de decisão monocrática, nos termos pretendidos pela Âmbar. Contudo, não há respaldo administrativo na agência que dê segurança à operação.
Atualmente, o colegiado da agência aprovou a venda com custos de até R$ 8 bilhões em flexibilizações, não de R$ 14 bilhões, como a Âmbar pedia em sua proposta mais recente enviada à reguladora. Fonte e imagem: Agência iNFRA.

O texto aprovado na reunião de diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) nesta terça-feira prevê que, para a renovação, as distribuidoras devem ter quitado suas multas administrativas, bem como demandas judiciais, pecuniárias ou frente a regulamentações da Aneel, como condição para renovação das concessões.
“No momento em que nós iremos repactuar um longo período de concessão, a nosso juízo, claro que será colocado para discussão com a sociedade, não faz nenhum sentido que as empresas continuem litigando com o poder concedente e com a agência reguladora em temas que ja foram ultrapassados", disse o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, durante a discussão do tema.
Segundo o diretor-presidente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE), Alexei Vivan, os termos apresentados pela Aneel não são novidade no setor ou prática incomum, tendo sido exigida em outros momentos. No entanto, entende que a determinação é contestável.
“Se fosse uma ação judicial que contestasse a renovação da concessão ou outras questões relativas à renovação, até se entenderia a exigência de desistência. Nestes casos, o argumento seria o da perda de objeto da ação judicial com a assinatura do do aditivo para renovar a concessão. Porém, a exigência de desistência é ampla, para qualquer ação judicial contra a União Federal, para ações propostas por associações das quais a concessionária faça parte, e mesmo para ações contra multas impostas pela Aneel”, disse Vivan, que também é presidente do Sindicato da Indústria da Energia no Estado de São Paulo (SindiEnergia).
O executivo reforça que a exigência de desistência ampla de ações violaria garantias constitucionais básicas, “como a do direito à ação, ao contraditório, à ampla defesa e ao devido processo legal”, extrapolando as próprias diretrizes do decreto sobre renovação das concessões.
A relatora do processo, diretora Agnes da Costa, destacou o desafio na construção da proposta pelas áreas técnicas, uma vez que o segmento de distribuição passou por inúmeras mudanças nos últimos 30 anos e há um novo mercado se abrindo para o novo período de concessão.
“A gente sabe que vai passar por mudanças maiores e mais rápidas eventualmente, então como a gente constrói um contrato que é moderno o suficiente, mas também é flexível para acomodar toda a evolução e regulação que haverá para esse setor? Foi um esfesforço importante de todas as esquipes para amarrar as diretrizes do contrato, mas garantindo a evolução da regulação”, disse Agnes da Costa.
A proposta
Publicado em junho de 2024, o decreto nº 12.068 estabeleceu a Aneel como responsável por elaborar o termo aditivo que definirá os critérios de concessão, focando na eficiência dos serviços prestados e na gestão econômico-financeira dos contratos.
O decreto também estabelece que a Aneel é a responsável por elaborar o termo aditivo e definirá os critérios relativos à eficiência dos serviços prestados e à gestão econômico-financeira dos contratos, que condicionarão a prorrogação.
A proposta colocada em consulta pública prevê a discussão da minuta do termo aditivo, contendo as as cláusulas que abordam as diretrizes de sustentabilidade econômico-financeira das concessionárias, tratando da avaliação da qualidade da governança; aprimoramentos das condições econômicas, como admitir a flexibilidade normativa para ajustar o regime de regulação, facultando à Aneel reconhecer custos de capital e operação entre revisões tarifárias, atividades concorrenciais, diferenciação de tarifas para áreas com desafios específicos; Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) como indexador para o reajuste tarifário anual; aplicação de incentivos compatíveis com a capacidade de gestão em concessões com relevante presença de áreas com severas restrições ao combate às perdas de energia e à inadimplência, dentre outros temas.
Em nota, a Aneel ressalta que o grande desafio na elaboração das cláusulas do novo instrumento contratual, em atendimento às diretrizes trazidas pelo decreto, foi encontrar o equilíbrio entre o detalhamento excessivo, que poderia engessar as regras em um contrato com validade de 30 anos, em um setor que passa por rápidas transformações, versus a existência de cláusulas demasiadamente genéricas.
A nota técnica que subsidiou a elaboração da proposta colocada em consulta pública contou com a colaboração de diversas superintendências, além disso, houve uma série de reuniões internas e com os agentes, tanto do segmento de distribuição, quanto dede consumo, a fim de estimular o debate a respeito do processo.
Entre 2025 e 2031, 19 concessionárias de distribuição deverão passar pelo processo de prorrogação, com o término dos contratos. A primeira da lista, em julho de 2025, é a EDP Espírito Santo, que já indicou a intenção de prorrogar a concessão.
A Light também manifestou seu interesse em continuar com a concessão, que termina em 4 de junho de 2026. No mesmo ano, a Enel Rio, em dezembro, tem o vencimento da sua concessão.
Em 2027, vencem as concessões da Coelba, em agosto; RGE Sul e CPFL Paulista, em novembro; Energisa Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa Sergipe e Neoenergia Cosern, em dezembro.
Já as distribuidoras Enel Ceará (maio), Enel São Paulo (junho), Equatorial Pará (julho); Elektro (agosto); CPFL Piratininga e EDP São Paulo (outubro), têm as concessões a vencerem em 2028.
Fechando a lista, no ano de 2030, as concessões vincendas são da Neoenergia Pernambuco (março) e Equatorial Maranhão (agosto), e em 2031 a da Energisa Paraíba, em março. Fonte e Imagem: MegaWhat

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) publicou no Diário Oficial da União (DOU) edital de notificação para a empresa Caiçara do Norte 1 Geradora de Energia S.A., por não cumprimento do cronograma da usina eólica Caiçara 1.
A usina foi vencedora do 4º Leilão de Energia de Reserva da Aneel, realizado em 2011, e tinha data de suprimento definida para 1º de julho de 2014, mas sequer foi implementada.
Segundo a Aneel, o não cumprimento do cronograma “prejudicou o planejamento setorial, bem como a contratação e o fornecimento da energia no Ambiente de Contratação Regulado (ACR), tendo por consequência a revogação dos atos de outorga”. Em 2016, por descumprimento do edital, a outorga da usina foi revogada.
Em agosto de 2024, a Aneel enviou ofício à empresa comunicando sobre a multa. Entretanto, a agência não constatou o pagamento do valor pela empresa, que “se encontra em lugar incerto e não sabido”. Fonte e Imagem: MegaWhat.

O governador de São Paulo, Tarcísio de Freitas, disse nesta terça-feira que a Enel, empresa que administra a distribuição de energia no estado, deveria sair do país. Ele também declarou que já teria pedido a abertura do processo de caducidade à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O governador afirmou que o diálogo com a agência não resolve mais, já que os pedidos para punição da Enel não estão sendo atendidos. Tarcísio e o prefeito da capital paulista, Ricardo Nunes, vão se reunir ainda nesta terça-feira com o ministro do Tribunal de Contas da União (TCU) Augusto Nardes, responsável pelo processo de fiscalização da Aneel e do Ministério de Minas e Energia na concessão da Enel.
— Sem dúvida o Ministério das Minas e Energia e a Aneel falharam. A Enel vem descumprindo seu contrato. Não adianta só multa, a empresa não paga a multa, vai no Judiciário e pede a suspensão da dívida. Está claro que a empresa é incompetente, não se preparou para investimentos. Está claro que ela tem de sair daqui, tem de sair do Brasil.
E completou:
— A conversa com a Aneel não resolve. Apresentamos sugestões, pedimos a abertura do processo de caducidade, nada aconteceu. Já falei 300 vezes com o Sandoval [Feitosa, presidente da Aneel]. Eles estão batendo cabeça. Estamos recorrendo a quem pode resolver.
Reunião com ministro do TCU
Tarcísio e o prefeito da capital paulista, Ricardo Nunes, também candidato à reeleição pelo MDB, terão uma reunião na tarde desta terça com o ministro do Tribunal de Contas da União (TCU) Augusto Nardes, responsável pelo processo de fiscalização da Aneel e do Ministério de Minas e Energia na concessão da Enel.
— O TCU é o controle externo, o TCU pode responsabilizar os agentes que estão falhando e impor medidas. Não temos postes e cabos com a resistência que deveriam ter. Não existe um plano de contingência, um plano de aterramento dos fios. A empresa com um processo desse [de caducidade] começa a trabalhar. Se não trabalhar, extingue o contrato — disse o governador.
Nunes ainda disse que o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, tem sido “omisso” no caso Enel e fica de “conversinha mole”. Silveira é do PSD, partido que é da base do presidente Lula no plano nacional. No Estado de São Paulo, a legenda é aliada de Tarcísio de Freitas e apoia Nunes na campanha à reeleição.
— Eu peço que o presidente Lula e o ministro entendam o sofrimento da população de São Paulo, está na mão deles. Pode ser do partido que for, pode ser do meu partido, eu vou pra cima. O ministro é omisso, eu estive lá com ele, prometeu um monte de coisa, aquela conversinha mole dele — afirmou o prefeito.
Tarcísio e Nunes falaram com a imprensa nesta terça-feira após evento de comemoração ao aniversário da Rota, esquadrão de elite da Polícia Militar de São Paulo. Fonte e Imagem: O Globo

Quando o horário de verão deve voltar?
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que o horário de verão só voltaria se fosse "imprescindível". "É um tema absolutamente transversal, e não se pode decidir olhando apenas para um lado. O horário de verão é uma política global de economia de energia, mas só tomaremos essa decisão quando ficar claro de que sua adoção é imprescindível para o país nesse momento", afirmou após reunião com os diretores d…do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) nesta quarta-feira (9).
Não podemos passar da decisão na semana que vem. Por quê? Porque novembro é o mês que mais precisa de horário de verão, novembro até meados de dezembro. Se tivermos que optar por essa política, que é uma política importante, temos que decretá-la até no máximo semana que vem, com período de 15 a 20 dias para ser implementada, informou o ministro a jornalistas na última terça-feira (8).
O ministro apontou, também, a possibilidade do horário de verão voltar apenas em 2025. A decisão segue em aberto.
Se aprovado, o horário de verão deve começar logo no início de novembro. Segundo o Decreto nº 6.558, de 08 de setembro de 2008, modificado pelo Decreto nº 9.242, de 15 de dezembro de 2017, a Hora de Verão ficava instituída no Brasil da seguinte forma:
A partir de zero hora do primeiro domingo do mês de novembro de cada ano, até zero hora do terceiro domingo do mês de fevereiro do ano subsequente, em parte do território nacional, adiantada em sessenta minutos em relação à hora legal. No ano em que tinha coincidência entre o domingo previsto para o término da Hora de Verão dar-se-á no domingo seguinte.
Art. 1º do Decreto nº 6.558, de 08 de setembro de 2008
A volta do horário de verão foi sugerida pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) no mês passado, devido à seca que assola o Brasil. A maior vantagem do horário de verão, quando foi adotado, era a economia de energia. O objetivo da medida é o maior aproveitamento da luz natural.
As regiões que adotavam o horário de verão "ganhavam" um tempo extra de luminosidade no fim da tarde, adiando o acionamento de lâmpadas na volta para a casa após o trabalho. De fato, houve economia de energia enquanto o horário de verão vigorou, no entanto, em níveis cada vez menos relevantes nos últimos anos.
O ex-presidente Jair Bolsonaro (PL) encerrou o período com horário de verão em 2019. A volta do horário de verão enfrenta posições contrárias de alguns setores, como o da aviação. O setor alega ter passagens vendidas e que a mudança de horários deveria ser alinhada com meses de antecedência. Fonte e Imagem: Portal UOL.

O Brasil precisará de despacho “mais intenso” de usinas termelétricas até dezembro para atender os horários de “ponta”, quando a carga de energia está no pico.
E há um volume considerável de geração solar saindo do sistema, disse o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) em comunicado sobre a reunião mensal realizada na quarta-feira.
Diante desse cenário, o CMSE recomendou à agência reguladora ANP a adoção de ações “em prol da regularidade do suprimento de gás natural” para geração de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN).
Nos últimos meses, o quadro de seca se agravou no Brasil, principalmente no Norte, afetando a capacidade de grandes usinas hidrelétricas de fornecerem potência para o sistema elétrico.
Mais termelétricas começaram a ser acionadas, o que elevou o custo aos consumidores de energia com o acionamento das bandeiras tarifárias mais caras.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) também deverá mobilizar outros recursos para atender a ponta de carga até o final do ano, como importação de energia de países vizinhos e flexibilização de regras operativas, disse o CMSE.
Em relação às chuvas para os próximos meses, os modelos meteorológicos indicam intensificação gradual das chuvas no Sudeste nas próximas semanas, especialmente a partir do início de novembro.
Segundo o ONS, houve aumento no volume de chuvas no Sudeste nos últimos dias, mas ainda sem reflexo nos reservatórios das hidrelétricas da região.
Para outubro, a expectativa é de que a energia natural afluente (ENA) siga abaixo da média histórica em todos os subsistemas do país, devendo alcançar, no pior cenário traçado, o 2º menor valor de um histórico de 94 anos.
“O nível de armazenamento do Sistema Interligado Nacional (SIN) no final de setembro era de 49%, considerado satisfatório para o fim da estação seca em grande parte do território nacional”, apontou o CMSE. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Liderada pela rápida implementação de novas usinas da fonte solar, as energias renováveis ??estão a caminho de atender quase metade da demanda global de eletricidade até o final desta década, diz novo relatório da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em ingles)
O relatório Renewables 2024 conclui que o mundo deve adicionar mais de 5,5 mil GW de nova capacidade de energia renovável entre 2024 e 2030 — quase três vezes o aumento entre 2017 e 2023.
Entre as tecnologias, a solar fotovoltaica deve ser responsável por 80% do crescimento da nova capacidade renovável entre agora e 2030, a partir de novas usinas centralizadas e da micro e minigeração distribuída (MMGD).
A agência internacional também apontou boas perspectivas para a energia eólica, mesmo com os desafios atuais do setor. O levantamento indica que a indústria está pronta para uma recuperação, com a taxa de expansão dobrando entre 2024 e 2030, em comparação com o período entre 2017 e 2023.
Tanto a energia solar quanto a eólica são as opções mais baratas em quase todos os países para nova capacidade de geração, o que deve levar a uma participação de 30% na matriz global.
Ainda de acordo com o estudo, a China deve ser responsável por quase 60% de toda a capacidade renovável instalada no mundo entre 2024 e 2030, com base nas tendências do mercado e de políticas governamentais.
Se as expectativas se confirmarem, o país será responsável por quase metade da capacidade total de energia renovável do mundo até 2030.
“Este relatório mostra que o crescimento das energias renováveis, especialmente a solar, transformará os sistemas em todo o mundo nesta década. Entre agora e 2030, o mundo caminha para adicionar mais de 5,5 mil GW de capacidade de energia renovável –aproximadamente igual à capacidade de energia atual e somada da China, União Europeia, Índia e Estados Unidos. Até 2030, esperamos que as energias renováveis ??atendam metade da demanda global de eletricidade”, disse o diretor-executivo da IEA, Fatihn Birol.
Segundo a agência, o crescimento das renováveis não está totalmente alinhado com a meta definida por quase 200 governos na conferência sobre mudanças climáticas (COP28), em dezembro de 2023, para triplicar a capacidade renovável mundial nesta década.
Isso porque, o relatório prevê que a capacidade global de renováveis atingirá 2,7 vezes seu nível de 2022 até 2030. Mesmo abaixo da meta, a análise indica que atingir a meta de triplicar a capacidade é possível se os governos aproveitarem as oportunidades de ação de curto prazo.
Isso inclui, segundo a agência, delinear planos ousados ??na próxima rodada de contribuições do Acordo de Paris e reforçar a cooperação internacional para reduzir os altos custos de financiamento em economias emergentes e em desenvolvimento, que estariam restringindo o crescimento das energias renovaveis em regioes de alto potencial. Fonte e Imagem: MegaWhat.

Ministros do Clean Energy Ministerial (CEM) e da Mission Innovation (MI), assinaram um comunicado conjunto, nesta quinta-feira, no qual se comprometem a acelerar transições energéticas limpas, sustentáveis, justas, acessíveis e inclusivas. Os ministros estão reunidos em Foz do Iguaçu (PR), em um encontro às margens das reuniões do G20.
A Clean Energy Ministerial (CEM) é um fórum global formado por mais de 15 países, como Brasil, Estados Unidos, China e Rússia, e a Comissão Europeia. É a primeira vez em 15 anos que o encontro termina com um comunicado.
O documento diz que os ministros reconhecem a importância da ação e do investimento na implementação de soluções disponíveis, bem como da pesquisa, desenvolvimento e demonstração de soluções futuras que mostram os muitos caminhos para a neutralidade global de carbono / emissões líquidas zero e como a cooperação multilateral
“Estamos trabalhando com urgência para entregar resultados ambiciosos até 2030, para implementar as metas globais adotadas na 28ª Conferência das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas e fazê-lo em apoio às nossas metas do ODS7 (Objetivo de Desenvolvimento Sustentável) e metas de longo prazo”, afirma o comunicado.
G20 no Brasil: Clima e combate à pobreza energética estão entre desafios da descarbonização: Os ministros reforçaram o objetivo de temperatura do Acordo de Paris de manter o aumento da temperatura média global bem abaixo de 2 °C em relação aos níveis pré-industriais e de buscar esforços para limitar o aumento da temperatura a 1,5 °C em relação.
“Comprometemo-nos a acelerar transições energéticas limpas, sustentáveis, justas, acessíveis e inclusivas, seguindo vários caminhos, como forma de promover um crescimento forte, sustentável, equilibrado e inclusivo e alcançar nossos objetivos climáticos”, diz o texto.
Os ministros também dizem que irão se esforçar com urgência para pesquisar, desenvolver, demonstrar e implementar soluções de energia limpa em escala global e trabalhar com o Brasil em direção à COP30, com a inovação e o desenvolvimento de energia no centro. Fonte e Imagem: O Globo.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) elaborou um plano operacional para o primeiro e segundo turno das eleições municipais de 2024, previstas para os dias 6 e 27 de outubro, respectivamente. As ações englobam diretrizes para garantir a segurança e a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Uma das ações prevê o bloqueio de manutenções com corte de carga ou risco de corte de carga. No primeiro turno das eleições, o bloqueio se inicia às 0h da manhã de 5 de outubro e se estende até às 7h de segunda-feira, 7 de outubro.
Em cidades que tiverem segundo turno, o bloqueio acontecerá às 0h da manhã de 26 de outubro e se estende até às 7h de segunda-feira, 28 de outubro.
O operador também traçou um plano de operação do sistema com fluxos menores, além da diminuição da abertura de circuitos para controle de tensão, o monitoramento de condições atmosféricas e recomendações para os agentes de geração, transmissão e distribuição.
O ONS ainda deve emitir um relatório com os resultados da operação do SIN, contendo um resumo das informações técnicas sobre o desempenho da rede, destacando os fatos relevantes durante o transcorrer dos dias de votação.
ONS: Plano de ação: A iniciativa atende à Resolução nº 001/2005 do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), que determina que o ONS deverá propor medidas especiais de segurança a fim de garantir o suprimento de energia elétrica em eventos de grande relevância. Fonte e Imagem: MegaWhat.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) elaborou um plano operacional para o primeiro e segundo turno das eleições municipais de 2024, previstas para os dias 6 e 27 de outubro, respectivamente. As ações englobam diretrizes para garantir a segurança e a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Uma das ações prevê o bloqueio de manutenções com corte de carga ou risco de corte de carga. No primeiro turno das eleições, o bloqueio se inicia às 0h da manhã de 5 de outubro e se estende até às 7h de segunda-feira, 7 de outubro.
Em cidades que tiverem segundo turno, o bloqueio acontecerá às 0h da manhã de 26 de outubro e se estende até às 7h de segunda-feira, 28 de outubro.
O operador também traçou um plano de operação do sistema com fluxos menores, além da diminuição da abertura de circuitos para controle de tensão, o monitoramento de condições atmosféricas e recomendações para os agentes de geração, transmissão e distribuição.
O ONS ainda deve emitir um relatório com os resultados da operação do SIN, contendo um resumo das informações técnicas sobre o desempenho da rede, destacando os fatos relevantes durante o transcorrer dos dias de votação.
ONS: Plano de ação: A iniciativa atende à Resolução nº 001/2005 do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), que determina que o ONS deverá propor medidas especiais de segurança a fim de garantir o suprimento de energia elétrica em eventos de grande relevância. Fonte e Imagem: MegaWhat.

Nos dias 8 e 9 de outubro de 2024, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) terá uma posição de destaque na 5ª edição do Energy Virtual Experience (EVEx), em Lisboa. O evento, que reúne especialistas do setor energético de diferentes regiões do mundo, servirá como plataforma para discutir a integração dos mercados energéticos do Brasil, América Latina e Península Ibérica, além de promover o intercâmbio de conhecimento e soluções para uma transição energética justa e o avanço da industrialização verde.
Com a participação de líderes, autoridades e executivos do mais alto nível, o EVEx Lisboa se consolida como um dos principais fóruns de discussão sobre energia global, focando em temas como inovação, sustentabilidade e o papel do consumidor no futuro energético. Entre os participantes estão representantes do governo português, reguladores e especialistas de empresas de destaque nos setores de energia da Europa e da América Latina.
Brasil em destaque nas discussões internacionais: A CCEE, reconhecida por sua atuação na estruturação do mercado elétrico brasileiro, terá papel ativo no evento. Alexandre Ramos, presidente do Conselho de Administração da CCEE, participará do painel de abertura do primeiro dia, que também contará com a presença de Maria da Graça Carvalho, Ministra do Meio Ambiente e Energia de Portugal, e Nelson Lage, presidente da ADENE – Agência para a Energia de Portugal. Nesse painel, serão discutidos temas relacionados à transição energética global e como a integração entre os mercados energéticos pode contribuir para soluções sustentáveis e de longo prazo.
A vice-presidente do Conselho de Administração da CCEE, Gerusa Côrtes, também será uma das figuras de destaque no segundo dia do evento. Ela participará do painel “Mercado Livre de Energia: o consumidor no centro da transição energética”, onde será abordado o papel fundamental dos consumidores nesse novo cenário energético. O painel também contará com a participação de Ricardo Nunes, Chief Strategy Officer do OMIP (The Iberian Energy Derivatives Exchange) e OMIClear (The Iberian Energy Clearing House), Camila Schoti, Diretora Executiva de Marketing & Growth da (re)energisa, e Guillermo Soler, Diretor-Geral da Endesa Portugal. Juntos, os especialistas discutirão como o mercado livre de energia pode se expandir, dando maior autonomia ao consumidor e fomentando a competição e a inovação no setor.
Integração de mercados e a importância da transição energética: O EVEx Lisboa será um espaço para a troca de experiências entre profissionais e organizações de diferentes mercados, permitindo um diálogo produtivo sobre os desafios e as oportunidades que surgem com a transição energética. Com o aumento da demanda por soluções de baixo carbono e a busca por uma economia mais sustentável, os países da América Latina e da Europa estão estreitando suas relações no setor energético, e eventos como o EVEx Lisboa desempenham um papel essencial nesse processo.
A CCEE, como apoiadora institucional do evento, reforça seu compromisso com o desenvolvimento de um mercado de energia mais dinâmico e competitivo, tanto no Brasil quanto em escala global. A organização também está envolvida em uma missão técnica e executiva, organizada em conjunto com a Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), a Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV) e a Agência Eixos. Essa missão proporcionará aos participantes uma imersão no ecossistema energético da Península Ibérica, com o objetivo de aprofundar o conhecimento sobre as inovações e estratégias adotadas na Europa para avançar na transição energética.
Transição energética e mercado livre de energia: caminhos para o futuro: A participação da CCEE no EVEx Lisboa reflete o crescente interesse do Brasil em estreitar laços com outros mercados energéticos, especialmente em um momento em que a transição energética se torna um tema central nas discussões globais. O avanço das energias renováveis, como a eólica e a solar, e o fortalecimento do mercado livre de energia são pontos cruciais para garantir que o Brasil continue a evoluir em sua matriz energética e colabore com as metas internacionais de descarbonização.
Os painéis e mesas-redondas do evento, que contam com a presença de líderes do setor, são uma oportunidade única para discutir como o Brasil e outros países da América Latina podem se beneficiar da integração com os mercados europeus. A troca de experiências e o compartilhamento de boas práticas podem acelerar a adoção de novas tecnologias e fortalecer o papel das energias renováveis na matriz energética global.
Além das discussões no EVEx Lisboa, a missão técnica organizada pela CCEE e suas parceiras permitirá uma análise aprofundada do modelo energético ibérico, que é referência mundial na integração de energias renováveis e no desenvolvimento de políticas públicas voltadas à sustentabilidade. Essa imersão contribuirá para o alinhamento das estratégias brasileiras às melhores práticas internacionais, fortalecendo o papel do Brasil como um dos principais players globais no setor energético.
Com uma programação rica em conteúdo técnico e estratégico, o EVEx Lisboa promete ser um marco para o fortalecimento da cooperação entre os mercados energéticos do Brasil, América Latina e Europa, consolidando o evento como um dos mais importantes do setor. Fonte e Imagem: Cenário Energia

Nas últimas duas décadas, a matriz elétrica brasileira se transformou, com avanço de usinas solares e eólicas e da geração distribuída (GD) solar, tornando planejamento, operação e expansão muito mais complexos. Em 2001, quando o país sofreu o maior racionamento de sua história, cerca de 90% da eletricidade era proveniente de hidrelétricas, com o restante vindo de termelétricas. Hoje, as hidrelétricas respondem por cerca de metade da geração do país, com usinas solares e eólicas ficando com 30%.
Isso impõe desafios. Um é a expansão da transmissão para escoar projetos de energia renovável do Nordeste, cujos ventos alísios e a irradiação estão entre os mais fortes do mundo, para o Sudeste, maior centro consumidor do país. O consumo per capita residencial nos nove Estados do Nordeste está em 1.516 kWh por habitante, enquanto no Sudeste está em 2.739 kWh por habitante ao ano.
O avanço de empreendimentos solares e eólicos aumenta a complexidade da operação. No jargão do setor, são consideradas fontes de eletricidade variáveis, por serem influenciadas por fatores climáticos (sol e vento) e caracterizadas pela alta variabilidade e sazonalidade, que pode ser diária, mensal ou até anual. Essa variabilidade é maior que no caso de usinas térmicas ou hidrelétricas com reservatório.
Conforme cresce a inserção das fontes renováveis, aumentam os desafios para a operação do sistema elétrico relacionados à segurança e à confiabilidade de suprimento, que precisa ser garantido mesmo em momentos sem vento ou sol. Um exemplo pode ser visto durante a tarde, quando o país registra a maior demanda de energia, por conta do uso de aparelhos de ar-condicionado.
Hoje, entre o horário do almoço e o fim da tarde, boa parte da carga do país é atendida pela geração distribuída solar. Quando o sol se põe, as 4 milhões de instalações de geração distribuída solar deixam de gerar e passam a consumir. No jargão do setor, assiste-se a uma rampa, como se milhões de aparelhos de ar-condicionado e chuveiros fossem ligados ao mesmo tempo. Essa rampa chega em alguns momentos a 33 GW de capacidade - cerca de um terço da potência usada. Estima-se que possa chegar a 50 GW em 2027, segundo projeções do Operador Nacional do Sistema (ONS).
“O equilíbrio entre segurança energética, descarbonização e equidade no uso da energia é o grande desafio da transição energética. As mudanças climáticas tornam ainda mais complexo o dilema de operar e planejar o sistema”, afirma Luiz Carlos Ciocchi, ex-diretor geral do ONS.
Nesse cenário, ganha importância a flexibilidade de operação, ou seja, a capacidade de compensar desequilíbrios entre geração e carga, como quando o sol deixa de brilhar no meio da tarde. O sistema elétrico precisa operar com uma capacidade instalada maior do que a necessária para atendimento do consumo médio por energia. Essa reserva de potência (uma folga para ser usada em momentos em que a demanda sobe e há dificuldade em acionar usinas solares ou eólicas, por exemplo) cria a necessidade de precificar atributos.
As hidrelétricas ou térmicas oferecem a possibilidade de funcionarem como grandes baterias do sistema, armazenando energia que pode ser escoada de forma imediata, sem depender de fatores climáticos. Ou seja, essas fontes passam a ter um outro valor além da geração de eletricidade, podendo funcionar como baterias. Isso, no jargão do setor, é chamado de precificação de atributos.
“A precificação de atributos passa a ser uma condição importante”, afirma o presidente da PSR, Luiz Augusto Barroso. Os recursos de flexibilidade podem estar do lado da geração (hidrelétricas e térmicas flexíveis), do lado da carga(resposta da demanda, tanto a eventos de escassez como de abundância de energia) ou de ambos (tecnologias de armazenamento, que podem oferecer tanto carga como potência para o sistema).
“O recurso escasso não é mais energia, e sim flexibilidade ou potência”, destaca o ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Edvaldo Santana. A diversificação da matriz deverá abrir espaço para novas tecnologias, como armazenamento, e também para térmicas de gás natural e projetos de repotenciação de hidrelétricas.
As usinas solares e eólicas têm também avançado nos últimos anos em um ritmo recorde o setor de transmissão, com leilões bilionários. No mais recente, o governo federal licitou a construção e a manutenção de 784 quilômetros em linhas de transmissão em seis Estados. Os leilões continuarão com volumes expressivos, com destaque no reforço da interligação entre Nordeste e Sudeste.
Cerca de 80% dos parques eólicos brasileiros estão localizados na região Nordeste, cujos ventos alísios são um diferencial de competitividade em todo o mundo. No Brasil, o fator de capacidade eólico (indicador que mensura o quanto de eletricidade é de fato produzida) está em 40%, acima dos 34% da média mundial, mas em vários momentos no Nordeste ele chega perto de 60%. Fonte e Imagem: Valor Econômico.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou que será aplicada a bandeira tarifária vermelha, patamar 2, nas contas de luz em outubro.
Neste nível, são cobrados R$ 7,877 para cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos.
Anteriormente, no patamar 1, o custo extra era de R$ 4,46 a cada 100 kWh.
De acordo com o informe da Aneel, influenciaram na revisão “as previsões de baixa afluência para os reservatórios das hidrelétricas e a elevação do preço do mercado de energia elétrica ao longo do mês de outubro”.
Em sua previsão para outubro, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estima que os principais reservatórios de usinas hidrelétricas do Brasil devem encerrar o mês com 39,9% da capacidade.
A estimativa representa uma queda de quase 7 pontos ao longo do próximo mês.
O país enfrenta um cenário de seca severa. A previsão é de que as chuvas só ganharão consistência na segunda metade do mês.
Entre abril de 2022 e junho de 2024, as contas de luz passaram por uma sequência de bandeiras verdes, sendo interrompida em julho, mas retomada em agosto.
Em setembro, a bandeira vermelha foi acionada no patamar 1. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

A conta de luz entra na bandeira vermelha, consequência do acionamento das usinas termelétricas, cuja produção de energia é mais cara e menos sustentável, uma vez que são movidas a combustíveis fósseis. Embora a matriz energética brasileira seja majoritariamente limpa, com 60% da energia gerada por hidrelétricas, o baixo nível dos reservatórios impõe desafios ao recurso. Nesse contexto se intensifica a busca pela eficiência energética. Nas residências e nas empresas, não há mais lugar para o desperdício.
A compra de eletricidade no mercado livre, majoritariamente provido por energia renovável de usinas eólicas e solares (20% da produção nacional) já é prática comum entre empresas, que poupam na fatura e ainda ostentam o selo da sustentabilidade. Obter de fato a eficiência energética, porém, é tarefa mais complexa. Se no ambiente doméstico a mudança de comportamento vai no sentido de encurtar banhos e desligar aparelhos, na escala industrial demanda rever processos.
— A indústria busca, desde sempre, melhorar a eficiência, adotando novas tecnologias, mas a pressão aumenta em razão das preocupações ambientais — afirma Carlos Faria, diretor-presidente da Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace).
A Diebold Nixdorf, que detém 60% do mercado brasileiro de caixas eletrônicos e fabrica globalmente 60 mil ATMs por ano, decidiu apostar na melhoria de eficiência dos equipamentos. Em 2021, a empresa lançou o ATM DN Series 400. De acordo com Sandro Bernardi, head da divisão de produtos da companhia no país, o modelo, que leva materiais reciclados na composição, é 30% mais leve do que os similares da geração anterior, o que possibilita economizar 10% de energia.
— Os novos ATMs são dotados de recicladores de notas, que permitem que os depósitos sejam usados nos saques seguintes, função que diminui a necessidade de reabastecimento dos caixas, ajudando a reduzir as emissões de CO2 no transporte de valores — diz.
Distribuição de subsídios: Para Fernando Beltrame, CEO da startup Eccaplan Soluções em Sustentabilidade, o ideal seria pensar em eficiência energética desde a fundação de uma organização:
— Sempre que possível, convém incluir no projeto a bioconstrução, criando ambientes arejados, que não necessitem de ar-condicionado para o conforto térmico.
Com a temperatura planetária 1,2°C mais alta em relação a antes da Revolução Industrial, o ar-condicionado será o principal impulsionador do crescimento da demanda por eletricidade nos próximos 30 anos, segundo a Agência Internacional de Energia (AIE). Grande consumidor de energia, o aparelho já é responsável por mais emissões de CO2 do que toda a indústria da aviação.
Outro exemplo que parece opor conforto e economia na vida contemporânea: uma pesquisa na internet, quando feita por meio do buscador mais usado, consome, em média, 0,0003 kWh, de acordo com estimativas da Universidade Harvard. Já uma consulta à inteligência artificial (IA) gasta 0,01 kWh, 33 vezes mais.
Para Beltrame, “o uso de IA tende a crescer, contribuindo para extrapolar compromissos de redução nas emissões”.
Marcos Madureira, presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), lembra outro entrave no caminho da eficiência: o furto de energia.
— Os roubos nos custam toda a operação de Belo Monte, algo da ordem de 4 megawatts —diz. — Precisamos repensar também a destinação de subsídios.
Faria, da Anace, alinha-se a essa visão: — No Brasil, temos a capacidade instalada de produção de eletricidade de 190 gigawatts (GW); consumimos 70 GW e ainda assim temos que ligar as térmicas. Há algo errado, principalmente na distribuição de subsídios.
Iluminação mais eficiente: O Programa de Eficiência Energética (PEE) da Agência Nacional de Energia Elétrica(Aneel) recebe aportes entre R$ 600 milhões e R$ 1 bilhão por ano, que correspondem a 0,5% da receita operacional líquida das distribuidoras. O dinheiro é arrecadado por meio de desconto nas contas de eletricidade. O plano prevê que as concessionárias apliquem esse montante em projetos que visam a redução do consumo de energia. Já os subsídios concedidos à produção eólica e solar chegam por meio de isenção de impostos, linhas de crédito mais baratas, descontos nas tarifas de transmissão e distribuição, entre outros incentivos fiscais, totalizando cerca de R$ 6 bilhões por ano, de acordo com cálculos do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea) de 2022.
A Neonergia, que detém cinco usinas hidrelétricas, 44 parques eólicos e dois parques solares, com capacidade instalada de 3,8 GW, além de cinco distribuidoras, usou R$ 129 milhões captados via programas de eficiência energética para trocar a iluminação pública de 150 cidades brasileiras, substituindo 120 mil lâmpadas por outras mais eficientes, de tecnologia LED, gerando uma economia de 70 GWh por ano desde 2023. Fonte e Imagem: O GLOBO.

A carga no Sistema Interligado Nacional deve ter em outubro um aumento de 4,6%, de acordo com a previsão apresentada durante a Reunião do Programa Mensal da Operação, realizada nesta quinta-feira, 26 de setembro. A previsão está acima dos 1,8% anteriormente previstos na segunda revisão do PMO e dos 1,4% esperados pela segunda revisão quadrimestral do planejamento. Em setembro, a carga deve subir 3,2%.
Para novembro, a expectativa é de um crescimento de 1,1%, melhor que o recuo de 1,6% estimados pela revisão quadrimestral. Para 2024, a carga deve crescer 5,1%, superior aos 4% previstos na segunda revisão quadrimestral.
Na reunião, foi destacado que as temperaturas foram acima da média em todo o país. Na geração, houve recorde tanto na produção eólica instantânea quanto na solar diária no mês de setembro. Em setembro, os reservatórios do sistema recuaram em todas as regiões, evidenciando o período seco. A energia armazenada termina com 49% da capacidade, enquanto a anergia natural afluente chega a 54% da média do longo termo.
O subsistema Sudeste/ Centro-Oeste deve registrar em outubro aumento de 4,7%, maior que os 0,3% previstos tanto pela segunda revisão do PMO quanto pela segunda revisão quadrimestral do planejamento. Em novembro, a carga deverá ter um decréscimo de 0,8%, bem inferior a variação negativa de 4,1% previstos anteriormente. Em 2024, a subida na carga chega a 4,6%, acima dos 3,2% da previsão da segunda revisão.
Na região Sul, a carga sobe 2,9%, mesmo valor das previsões anteriores. Para novembro, o operador avalia que a carga mantém a subida de 2,9%. No ano, o aumento deve ficar em 5%, pouco acima dos 4,6% da estimativa ante
No Nordeste, a alta será de 2,8%. O percentual de aumento é inferior aos 3,9% que eram esperados na revisão anterior do PMO, mas acima dos 1,5% previstos na segunda revisão quadrimestral. Em novembro, a carga deve registrar variação de 1,1%, elevando- se na comparação com a expectativa anterior, de 0,3%. Para 2024, o ONS projeta um aumento de 5,2% na carga do subsistema, percentual maior que os 4,7% que eram previstos.
Na região Norte, os 4,5% de aumento na carga previstos para outubro no PMO anterior e na revisão quadrimestral deram lugar a 9,8%. Em novembro, a carga deve subir 10,4%, superando os 3,4% que eram esperados. Para o ano, a região que tem os maiores índices de variação cresce 8,6%, superando os 7,2% estiados na revisão anterior.
A política de operação energética em outubro para a região Norte, uma das mais castigadas pela seca, envolverá alocação de geração disponível e monitoração de afluências. No Sudeste, a geração será dimensionada para controle de nível e atendimento para a carga pesada. Haverá ainda alocação de folga da potência monitorada nas usinas dos rios Grande e Paranaíba. Fonte e Imagem: CanalEnergia.

Um país que vem exercendo sua democracia mesmo em meio ao extremismo, dando uma chance a si mesmo após um período de muita incerteza e com um potencial gigantesco que "não pode ser jogado fora" na transição energética mundial: "é deste Brasil que estamos falando", destacou o atual presidente Luiz Inácio Lula da Silva durante coletiva de imprensa com jornalistas na Assembleia Geral da ONU, em Nova York.
"Temos uma chance fantástica neste século. O Brasil tem que ser o celeiro da energia renovável. Isso nos dará a grandeza que precisamos para nos transformarmos em uma economia justa, sustentável e com qualidade de vida para o seu povo", disse.
Com 90% da sua matriz energética renovável, uso de etanol há pelo menos 5 anos e biodiesel desde 2013, o presidente relembrou o forte potencial das hidrelétricas, o crescimento extraordinário da eólica e solar, assim como a possibilidade de produção do hidrogênio verde. "Nenhum país do mundo tem as condições que temos para ser exemplo de como fazer a energia mais limpa do planeta", reiterou.
Questionado sobre um encontro com a gigante petrolífera Shell durante sua agenda nos EUA e a possível exploração da Margem Equatorial brasileira, Lula disse não ver nenhuma contradição. "Só vai para a Margem Equatorial se o Brasil autorizar a Petrobras a fazer pesquisas. O que precisamos ter consciência é que não estamos num mundo em que podemos simplesmente acabar com os combustíveis fósseis. É preciso apontar como vamos viver sem energia fóssil, até nos adaptarmos a fontes limpas".
Embora o hidrogênio e o carro elétrico sejam ótimas alternativas para um futuro mais sustentável, ainda são muito incipientes, exemplificou. Ao mesmo tempo, haveria um uso e desenvolvimento local de anos em etanol e biodiesel. "Vamos utilizar o potencial de exploração do petróleo para que possamos transformar a Petrobras em uma empresa de energia. Quando o petróleo acabar, ela precisa produzir outras energias que o mundo precisa", frisou.
Além disso, Lula falou sobre as perspectivas positivas para o G20 no Rio de Janeiro, uma série de encontros que terão como foco o combate à fome, pobreza e desigualdade — as três dimensões do desenvolvimento sustentável — e a reforma da governança global.
"Para minha alegria, a aliança global contra a fome e a pobreza tem sido um sucesso, e todos os países têm aceitado participar. O que o Brasil pode oferecer no G20 é apresentar eventos e políticas que deram certo. É preciso colocar o povo pobre no orçamento. Não é só quando tivermos dinheiro, é de forma prioritária. O mundo produz alimentos suficientes, o que precisamos é criar condições para que as pessoas tenham recursos", destacou
O presidenta também falou sobre a importância de fazermos um G20 social, com representatividade, para mostrar a todos que "conseguimos exercer a democracia em sua plenitude, mesmo em condições adversas".
Outra pauta em cheque foi a necessidade de restabelecimento da paz, com uma proposta em jogo envolvendo a China. Lula lamentou o fato de hoje termos mais conflitos do que em qualquer outro momento da história — golpes de Estado, guerras civis e dramas vividos em Israel, Líbano e no caso da Ucrânia, há mais de dois anos. Para reverter a situação, o Brasil defende uma nova geopolítica e reforma na ONU, visando alcançar a totalidade de continentes representados — inclusive no Conselho de Segurança — e aumentar o poder para que restabeleça seu papel.
"Deixamos claro a necessidade das Nações Unidas voltarem a ter o protagonismo tão importante que tiveram quando a organização foi criada em 1945, sendo fundamental para a criação do Estado de Israel, mas que agora não consegue fazer o mesmo para a criação do Estado palestino", concluiu. Fonte e Imagem: Portal Exame.

O Brasil precisará fazer leilões para contratar reserva de capacidade todos os anos, a fim de garantir confiabilidade e resiliência para o setor elétrico, afirmou nesta quinta-feira (26) o diretor de operações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Christiano Vieira.
Segundo Vieira, os certames não precisarão ser grandes e contratar volumes consideráveis de capacidade de uma vez, mas deverão acontecer todos os anos para assegurar um fluxo contínuo de nova capacidade para atender principalmente os horários de “ponta”.
O mercado livre de energia brasileiro registrou a adesão de 16.010 novos consumidores entre janeiro e agosto, mantendo o fluxo recorde e que já supera em duas vezes as migrações acumuladas no ano passado inteiro, segundo balanço divulgado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) na última segunda-feira (23).
A instituição apontou que, em agosto, o ambiente de contratação livre (ACL) registrou 2.533 novas adesões, volume três vezes maior do que o verificado no mesmo mês de 2023, na esteira da liberalização do mercado para todos os consumidores ligados em alta tensão a partir de janeiro deste ano.
“São empresas e pessoas que perceberam a possibilidade de ganharem competitividade e previsibilidade financeira. Com a procura maior, a CCEE também tem se dedicado ainda mais para projetos que visem a simplificação dos processos de migração, a fim de tornar a experiência desses novos consumidores a melhor possível”, afirmou o presidente da CCEE, Alexandre Ramos, em nota. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

A diversidade das energias renováveis e suas aplicações são questões cada dia mais debatidas para tentar reduzir as emissões de gases de efeito estufa. Além do hidrogênio verde, que se tornou uma grande promessa no mercado, o biogás também caminha para conquistar seu espaço nas gerações renováveis. Até o momento, o biogás corresponde a 1,25% de oferta de energia. O biometano, que é gerado a partir do biogás, conta atualmente com 7 plantas autorizadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
O biogás abre as portas para uma fonte que já existe, e vai continuar existindo, mas é preciso buscar o diferencial competitivo dele. Segundo Talyta Viana, Coordenadora Técnica Regulatória da Abiogás, que participou do primeiro dia da ROG.E (novo nome da Rio Oil & Gás), que acontece nesta segunda-feira, 23 de setembro, é preciso tratar uma questão ambiental, e o biogás, apesar de toda possibilidade de crescimento, ainda está caminhando se comparado com a geração de outras energias renováveis. “A produção média diária de biometano é de 120 milhões de metros cúbicos por dia, a princípio é grande, mas se torna muito pequeno diante do potencial que o biometano tem em nosso país”, apontou.
Com possibilidade de armazenamento e produção 24h por dia, o biometano, gerado a partir do biogás, se torna um combustível sustentável, com capacidade de redução de 90% de emissões em comparação com o biodiesel. Talyta destacou que medidas no âmbito federal, estadual, e municipal, é o que falta para alavancar o biogás na matriz elétrica e trazer maior segurança energética. “A questão não é quão renovável ele é, mas quão segura é a fonte para utilizar em serviços ancilares. Agora é preciso avançar para o certificado de origem do biometano, que também pode e deve ser usado para descarbonização de frotas de caminhões e ônibus. É preciso regulamentar esse assunto”, disse.
Para que o país alcance as metas de net zero até 2050, é preciso triplicar o potencial renovável por ano, apontou Matheus Noronha, Head of Offshore Wind Energy da Abeeólica. “Realizar a transição energética é visto por muitos como caro. Investir em hidrogênio verde é caro, investir na eólica off shore é caro, mas o preço que será pago no futuro pode ser ainda mais caro”, destacou.
Noronha falou ainda que é preciso discutir a aprovação do marco regulatório das eólicas off shore agora, assim como o mercado de carbono, pois eles são vetores da transição, e caso não sejam aprovados, será fechada uma janela. “Os projetos de lei precisam ser debatidos com mais profundidade, caso contrário, não conseguiremos fazer essa transição se esses marcos regulatórios não forem vistos agora.”
“A urgência do marco regulatório hoje é necessário para o planejamento de investimentos. Se aprovado hoje, a construção de um projeto renovável só será iniciado, por exemplo, em 2028 e sua produção ainda mais à frente. Por isso a necessidade da urgência.”, encerrou Fernanda Delgado, Diretora Executiva da Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV). Fonte e Imagem: CanalEnergia.

O mercado livre de energia brasileiro registrou a adesão de 16.010 novos consumidores entre janeiro e agosto, mantendo o fluxo recorde e que já supera em duas vezes as migrações acumuladas no ano passado inteiro, segundo balanço divulgado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) nesta segunda-feira (23)
A instituição apontou que, em agosto, o ambiente de contratação livre (ACL) registrou 2.533 novas adesões, volume três vezes maior do que o verificado no mesmo mês de 2023, na esteira da liberalização do mercado para todos os consumidores ligados em alta tensão a partir de janeiro deste ano.
“São empresas e pessoas que perceberam a possibilidade de ganharem competitividade e previsibilidade financeira. Com a procura maior, a CCEE também tem se dedicado ainda mais para projetos que visem a simplificação dos processos de migração, a fim de tornar a experiência desses novos consumidores a melhor possível”, afirmou o presidente da CCEE, Alexandre Ramos, em nota.
Desde o início deste ano consumidores de alta tensão com carga inferior a 0,5 megawatt médio podem migrar do mercado regulado, das distribuidoras, para o livre, contratando energia elétrica diretamente de um fornecedor, alternativa antes acessível apenas a indústrias e outros grandes consumidores.
Segundo a CCEE, 72,6% dos novos entrantes no ambiente livre são pequenas e médias empresas, como padarias, supermercados, farmácias e escritórios, que aderiram à categoria “varejista”. Nesse modelo, uma comercializadora de energia fica responsável pela representação dos contratos dessa empresas na CCEE.
O levantamento aponta que os setores de comércio e serviços vêm puxando a fila das migrações e são responsáveis por quase 50% do total, seguidos pelos segmentos de manufaturados e a indústria alimentícia.
No ramo de Serviços, o destaque são os segmentos de condomínios prediais (479 migrações no ano) e hotéis e similares (450). No comércio, os supermercados (1.248) e os postos de combustíveis (619) lideram o ranking.
A CCEE informou ainda que iniciará, ainda em setembro, a fase de testes para um novo modelo de troca de informações entre distribuidoras, comercializações e a própria organização, “inovação que irá revolucionar o setor e preparar o terreno para a abertura integral do ambiente livre, quando este avanço for possibilitado pela regulação”. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

O Projeto de Lei 1956/24, em análise na Câmara dos Deputados, concede mais 36 meses para que as usinas incentivadas iniciem a operação comercial com direito a desconto nas tarifas de transporte de energia (Tust e Tusd, na sigla do setor).
As usinas incentivadas são empreendimentos de geração de energia de fontes renováveis, como as solares e eólicas.
A Lei 9.427/96 assegurou descontos de 50% nas tarifas de transmissão (Tust) e distribuição (Tusd) para os empreendedores que requereram outorgas à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) até março de 2022. Para garantir o subsídio, as usinas teriam que entrar em operação em até 48 meses contados da outorga.
O projeto adiciona a esse prazo de 48 meses mais 36 meses. Com a medida, os empreendimentos terão mais tempo para iniciar a operação comercial e ainda contar com os subsídios.
A proposta é do deputado José Guimarães (PT-CE), e repete o texto da Medida Provisória 1212/24, que foi publicada em abril e perdeu a validade sem ter sido analisada pelo Congresso Nacional. Guimarães é o líder do governo Lula na Câmara.
O deputado disse que há um grande estoque de projetos de geração renovável que estão aptos a se beneficiar do desconto da Tust/Tusd, mas precisam de tempo para se viabilizar.
Garantias e tarifas: Para conseguir os descontos, os empreendimentos deverão cumprir alguns requisitos e apresentar garantia de 5% do valor estimado do projeto.
A garantia (nas modalidades caução em dinheiro, fiança bancária ou seguro garantia) poderá ser executada para cobrir penalidades aplicadas pela Aneel por descumprimento de obrigações contratuais.
Do mesmo modo que a MP, o projeto também traz medidas voltadas à redução das tarifas de energia para os consumidores. Uma delas realoca para a modicidade tarifária os recursos decorrentes da privatização da Eletrobras hoje reservados à pesquisa e desenvolvimento.
Usinas de carvão A única novidade em relação à MP é que o projeto permite a participação de usinas movidas a carvão mineral em leilões de reserva de capacidade de potência. Esses leilões são realizados pela Aneel para a contratação de potência extra (ou seja, usinas) para momentos de pico de consumo do sistema elétrico brasileiro.
As usinas, no entanto, deverão gradualmente substituir o carvão mineral pelo gás natural, menos poluente, ao longo da vigência do contrato de reserva de capacidade, na forma e prazo estabelecidos em regulamento pelo governo.
Próximos passos: Em junho o projeto teve aprovado o regime de urgência, o que permite que ele seja votado diretamente pelo Plenário sem passar antes pela análise nas comissões. Fonte e Imagem: Agência Câmara.

O Brasil precisa esmiuçar e dar transparência para os subsídios do setor de energia, avaliaram os participantes do Fórum Estadão Think: “Neoindustrialização apoiada pela transição energética — Como unir a política industrial e a política de sustentabilidade”. O evento foi realizado na sede da Federação da Indústria do Estado de São Paulo (Fiesp) nesta sexta-feira, 20.
“Não sabemos, no Brasil, onde estão os subsídios, os tais jabutis. É preciso entender mais, conhecer mais (onde estão)”, afirmou Bernardo Gradin, CEO da GranbBo, durante o painel que discutiu como o País pode aproveitar suas vantagens competitivas ambientais para alavancar a indústria. “O subsídio tem de incentivar o pioneirismo, a quebra de paradigma.”
Entre os especialistas, o Brasil é conhecido por ser o país da energia barata e da conta de luz cara. E o que leva a esse cenário é o acúmulo de subsídios.
Na avaliação da gerente-geral de otimização e comercialização de Energia da Vale, Juliana Chagas, os subsídios acabam se avolumando por não serem interrompidos. “A principal questão do Brasil é que o subsídio começa e não tem data para acabar”, disse. “Vai sendo carregado e, mesmo que o País tenha novas fontes que precisam de incentivo, o subsídio vai acumulando.”
Para o presidente da Abrace Energia, Paulo Pedrosa, é preciso “olhar o que está acontecendo”. Ele diz que, enquanto existe uma mobilização para ajudar o Rio Grande do Sul devido aos estragos provocados pelas enchentes, o País ainda incentiva a compra de energia a carvão.
“Começa bem. Temos de ajudar o Rio Grande do Sul, mas, em seguida, tem uma vírgula que não tem nenhuma lógica”, afirmou. “Um Estado que sofreu por causa da crise climática, e a maneira de ajudar vai ser incentivar com o combustível que promove a crise climática. Nós precisamos recuperar o eixo dessa discussão, porque as frases não fecham”, afirmou Pedrosa.
Na visão de Ieda Gomes Yell, ex-presidente da Comgás e integrante do conselho de administração de empresas internacionais de energia e infraestrutura, o Brasil “não tem capacidade financeira para dar incentivos em escala trilionária como os Estados Unidos têm”.
Sem essa margem para poder gastar tanto, o que deve ser feito, diz a especialista, é priorizar as suas escolhas. “Mas lembre-se de que nos EUA esses incentivos são a custa de um déficit fiscal extremamente elevado.”
Segundo ela, a clareza nos subsídios é importante. “O que eu vejo é que não temos política de Estado, temos de governo, mas não temos de Estado tanto para a energia como para o setor industrial. Nos vários projetos de lei, nos subsídios que se têm, não existe um entrosamento. É tudo feito de uma maneira setorial”, disse. Fonte e Imagem: Estadão

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) elevou novamente sua projeção para o crescimento da carga de energia no Brasil em setembro, ao mesmo tempo em que projetou um nível menor para os principais reservatórios de hidrelétricas ao final do mês.
Segundo boletim publicado nesta sexta-feira (20), a carga de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) deve crescer 3,9% ante setembro de 2023, para 80.215 megawatts médios, ante 3,2% previstos pelo ONS na semana anterior.
Já para os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, principal subsistema para armazenamento, a projeção é de uma capacidade de 46,6% ao final deste mês, um pouco abaixo dos 46,9% estimados há uma semana.
Embora ainda estejam em níveis acima dos registrados na última crise hídrica em 2021 (16%), os lagos das hidrelétricas são um ponto de preocupação para os próximos meses, pela condição de seca neste ano.
Para setembro, a perspectiva de afluências ainda é de que permaneçam muito abaixo da média histórica em todas as regiões do país.
As chuvas que deverão chegar às hidrelétricas neste mês deverão alcançar 47% da média no Sudeste/Centro-Oeste (ante 48% estimados na semana anterior), 62% no Sul (ante 53%), 40% no Nordeste (ante 42%) e 50% no Norte (ante 49%), projetou o ONS nesta sexta-feira.
O Brasil vem enfrentando uma seca severa que afetou o potencial de geração hidrelétrica, acarretando custos mais altos para os consumidores, e que fez com o governo avaliasse a retomada do horário de verão, para reduzir o “estresse” da operação do sistema elétrico entre o final da tarde e começo da noite.
A volta do horário de verão ainda requer mais análises, mas pode entrar em vigor ainda em 2024, a depender de uma decisão do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, disse o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, na véspera.
A chegada da primavera no fim deste mês desenha um cenário hidrológico mais favorável, com as chuvas começando a aparecer na primeira quinzena de outubro e se intensificando durante a última metade do mês, segundo análise da Nottus Metereologia.
A expectativa é de que a estação que se aproxima seja menos quente e mais chuvosa do que a primavera de 2023, que foi seguida por um verão de chuvas frustrantes.
Devido ao cenário ruim nos últimos 12 meses, o retorno das chuvas deve demorar mais para beneficiar o setor elétrico.
A umidade do solo das principais bacias hidrográficas para geração de energia elétrica no Brasil alcançou o nível mais seco em quase 20 anos, de forma que as chuvas servirão primeiro para repor essa umidade, antes de a água fluir para os reservatórios e se converter em energia natural afluente (ENA), métrica que indica o quanto do volume pode ser transformado em energia.
Já para outras fontes de geração, a Nottus apontou que as condições meteorológicas continuarão favoráveis tanto para os ventos nas regiões de parques eólicos quanto para a incidência solar entre o final de setembro e a primeira quinzena de outubro.
À medida que a chuva avança pelo país e se consolida ao longo de outubro e novembro, a geração solar e eólica tende naturalmente a diminuir pelas condições climáticas associadas às precipitações, acrescentou. Fonte e Imagem: CNN Brasil

O setor elétrico ainda convive com os efeitos de uma estiagem severa, que tem diminuído o volume de água armazenada nos reservatórios e provocou o acionamento da bandeira vermelha nas contas de luz, mas a proximidade do verão ressuscita um fantasma: as tempestades responsáveis por apagões de longa duração nas grandes cidades.
No verão passado, eventos climáticos deixaram milhões de consumidores sem energia nas regiões metropolitanas de São Paulo, de Porto Alegre e do Rio de Janeiro.
Na tentativa de minimizar as chances de repetição dos problemas vividos entre o fim de 2023 e o início de 2024, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) cobrou planos de contingência das maiores distribuidoras das regiões Sul e Sudeste para enfrentar a próxima temporada de chuvas fortes.
O diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, se reuniu na semana passada com executivos de sete grandes grupos para verificar o andamento dos planos.
Estiveram na sede da agência representantes da Enel São Paulo (SP), Light (RJ), Cemig (MG), Copel (PR), Celesc (SC), CEEE Equatorial (RS) e Rio Grande Energia (RS).
“O foco é melhorar os sistemas de prevenção, a estrutura logística e a preparação das equipes de manutenção das redes, bem como os sistemas de atendimento aos consumidores”, disse Feitosa à CNN.
Ele afirmou que, até o fim do ano, a Aneel pretende aprovar um novo regulamento sobre a apresentação dos planos de contingência e resiliência climática pelas distribuidoras.
Para a próxima temporada de chuvas, apesar da ausência de obrigatoriedade, os planos estão sendo levados voluntariamente à agência.
“Esse procedimento vai se tornar uma rotina, a exemplo do que temos para o período de queimadas, quando as empresas já apresentam suas ações à Aneel”, afirmou o diretor.
Os planos de contingência buscam organizar e agilizar ações necessárias para o enfrentamento às emergências, minimizando as consequências negativas.Um dos pontos enfatizados por Feitosa é a comunicação com os consumidores.
No último verão, houve críticas à dificuldade de atendimento telefônico pelas distribuidoras e à demora no restabelecimento do serviço.Para o diretor, é fundamental que as empresas deem previsibilidade e estimativas reais de retorno do fornecimento em caso de apagões, a fim de reduzir a ansiedade e a insatisfação dos consumidores.
No primeiro semestre, a Aneel realizou uma tomada de subsídios para elaborar uma proposta de regulamento, que ainda não teve sua versão inicial divulgada e ainda deverá passar por audiência pública.Na tomada de subsídios, a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) fez algumas observações.
Para a entidade, os planos de contingência devem ser definidos por cada empresa levando em conta as particularidades e análises de risco climático adequados a cada área de concessão, sem a regulamentação de diretrizes mínimas pela Aneel. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

O mercado livre de energia no Brasil ultrapassou recentemente a marca de 50 mil consumidores, com um crescimento notável de 25% até julho de 2024 e de 46% nos últimos 12 meses. Esse avanço, impulsionado pela Portaria 50 de 2022, que abriu o mercado para mais de 200 mil empresas conectadas em média e alta tensão (Grupo A), é um marco importante. No entanto, apesar dessa conquista, o mercado livre de energia ainda está longe de alcançar seu verdadeiro potencial.
Com 26 anos de existência efetiva, o Ambiente Livre de Contratação (ACL) abrange apenas 0,4% dos mais de 90 milhões de consumidores brasileiros de energia elétrica, restringindo-se a grandes consumidores e excluindo residências e pequenos negócios plugados em baixa tensão (Grupo B). Essa adoção lenta contrasta fortemente com outras inovações que também democratizam o acesso, reduzem custos e modernizam serviços essenciais, como os bancos digitais ou neobanks.
Esses bancos são frutos da modernização do sistema financeiro brasileiro, a partir da promulgação da Lei 12.865, de 2013, que ampliou o escopo de atuação do Banco Central junto ao mercado. Desde o surgimento dos bancos digitais, em 2016, o Brasil já conta com 180 milhões de usuários ativos, cerca de 80% da população, segundo pesquisa de 2022 da consultoria global Sensor Tower - um crescimento impressionante em apenas seis anos. Em comparação, o mercado livre de energia permanece praticamente estagnado há quase 30 anos, confinado a 0,4% do seu potencial de consumidores.
Internacionalmente, o Brasil também fica para trás, mesmo tendo largado junto aos demais países na liberalização dos mercados de energia, na década de 1990. Portugal, por exemplo, abriu completamente seu mercado de energia em nove anos, de 1995 a 2004, precisando de mais oito anos para extinguir em definitivo o ambiente regulado de contratação. O Japão, que iniciou seu processo de abertura na década de 2000, já é um dos líderes mundiais em liberdade de consumo de energia. Em toda Europa, os consumidores são livres para escolher a sua energia.
No Brasil, a liberalização avançou lentamente através de portarias do Ministério de Minas e Energia (MME), emitidas em 2018, 2019 e 2022, reduzindo gradualmente os limites de carga para a adesão dos consumidores de média em alta tensão. Vale dizer que a Lei 9.074 de 1995 permitia a abertura total do mercado já em 2003, o que colocaria o Brasil, hoje, na 4a posição do Ranking Global de Liberdade de Energia, da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), atrás apenas de Japão, Coreia do Sul e Alemanha. Porém, a abertura não veio e ocupamos apenas a 41a posição entre 56 países, atrás de toda a Europa, El Salvador e Turquia e à frente dos sul- americanos.
A demora na liberalização impacta diretamente os consumidores brasileiros do mercado regulado, que pagam a conta de luz mais cara, inflada por subsídios, encargos e tributos, em uma comparação com 33 países da (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), segundo levantamento da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace). Tudo isso em meio a um cenário de sobreoferta de energia elétrica no país. Se esses consumidores do Grupo B tivessem a opção de migrar para o ambiente livre, poderiam economizar R$ 35,8 bilhões por ano, com uma redução média de 19% na conta de luz, de acordo com a Abraceel.
Diante deste cenário, o MME promete apresentar neste semestre um projeto de lei ou medida provisória para reformular o setor elétrico, priorizando uma tarifa de energia mais justa e a liberdade de escolha para todos os consumidores - em entrevista recente, o ministro Alexandre Silveira, do MME, indicou uma possível liberalização do mercado de energia até 2030. As regras para essa abertura total estão em discussão, mas um dos maiores desafios é a falta de compreensão e confiança dos consumidores sobre o mercado livre de energia - como estamos constatando no atual movimento de empresas do Grupo A diante da possibilidade de migrar para o ambiente livre. O principal receio dos consumidores diz respeito à segurança do suprimento físico de energia elétrica e muitos não entendem as condições de contratação.
A experiência internacional mostra que a comunicação eficaz é crucial para o sucesso das migrações e do mercado livre de energia. Segundo relatório da Comissão Nacional de Mercados e Concorrência (CNMC), de 2015, a disponibilização de informações claras e acessíveis na Noruega foi determinante para que seus consumidores entendessem as vantagens e a segurança do ambiente livre. Por outro lado, na Espanha, onde a comunicação foi deficiente, três em cada quatro famílias desconheciam as diferenças entre a contratação livre e regulada, mesmo após anos de abertura do mercado, o que acabou por manter a opção de compra de energia no ambiente cativo.
O grau de conhecimento destas populações se refletiu sobretudo no switching rate ou “taxa de troca” - a ação do consumidor de trocar o seu fornecedor de energia em busca de melhores condições de preço ou atendimento. Relatório do Conselho dos Reguladores de Energia Europeus (CEER), de 2018, mostra que a Espanha alcançou uma taxa de troca de 10,5% enquanto a Noruega atingiu o marco de 21,4%, reforçando a relação direta entre consumidores conscientes e suas migrações no mercado de energia.
A marca de 50 mil consumidores no ambiente livre merece ser celebrada, mas também serve de lembrete do quanto resta caminhar. A liberalização do mercado, iniciada há quase três décadas, enfrenta desafios que exigirão não apenas ações de governo e regulação, mas um esforço conjunto de comunicação, educação e conscientização que empodere verdadeiramente o consumidor na escolha da sua energia. Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Na sua avaliação, elas “perderam a noção do seu papel institucional e estão se escondendo atrás de pseudos mandatos para se tornarem pequenos núcleos de poder”, disse em entrevista ao podcast Power, do Brazil Journal, publicada nesta segunda-feira (16).
“As agências, infelizmente, muitas delas, não só aqui do Ministério de Minas e Energia, mas outras também, conforme o meu diálogo com os demais ministros, perderam a noção do seu papel institucional e estão se escondendo atrás de pseudos mandatos para se tornarem pequenos núcleos de poder que nada tem a ver com o seu papel institucional, que deve ser cumprir as medidas provisórias, os decretos presidenciais, regular”, disse.
Silveira elogiou o trabalho dos técnicos da ANEEL, que dão pareceres “extremamente convergentes com as políticas públicas” enviadas à agência. Mas destacou que há um “descasamento político” entre as agências reguladoras e o governo. “A dificuldade está no grau da diretoria, que não dá celeridade [aos processos]”, afirmou.
Quanto à alegação da agência de que há falta de funcionários para atender as demandas, o ministro disse que todos os órgãos sofrem com “precariedade no serviço público, de quantidade de servidores”. Ele também ressaltou que o ministério trabalha para “rediscutir o papel da harmonização dos órgãos [do setor elétrico] e da governança do setor”.
Intervenção: Silveira defendeu que haja equilíbrio e harmonia entre a agência e o formulador de política pública, que tem a responsabilidade de atrair investimentos para o setor. Ele disse que “a palavra intervenção deve ser banida de quem tem a responsabilidade de fazer gestão de um setor que depende quase que exclusivamente do capital privado”.
Regulação de gasodutos O ministro de Minas e Energia também falou sobre o decreto do Gás para Empregar e o novo papel da PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A.) na política nacional de gás natural, em entrevista ao podcast Power. Ele ressaltou que a nova determinação permitirá à estatal utilizar os gasodutos que são monopólio da Petrobras.
“Gasoduto de escoamento, a Petrobras é monopolista. (…) Esses gasodutos, tanto de transporte e os gasodutos de distribuição dentro dos estados, têm que ser regulados”, afirmou.
“O que o Gás para Empregar fez foi empoderar os órgão de regulação e o formulador de política pública para que a gente possa discutir quanto desses gasodutos já foi amortizado, qual é o custo desse gasoduto, para que a gente possa sim ver em que preço a gente pode chegar com o gás, tanto da PPSA quanto o gás das demais petroleiras, que muitas vezes a Petrobras não permite que injete na sua Rota I, Rota II e Rota III, para trazer para a costa brasileira”, destacou.
Vagas nas reguladoras Na última semana, o ministro ressaltou que o presidente Lula está envolvido pessoalmente na construção de nomes para as agências reguladoras. Isso porque os indicados deverão ser sabatinados pelo Senado Federal. Essa é a chance de o governo ter um diretor mais alinhado às suas propostas na composição do colegiado da ANEEL.
Silveira disse à imprensa que o nome indicado por ele para a reguladora de energia elétrica já estava no Planalto. A intenção do ministro era que o secretário Gentil Nogueira ocupasse a cadeira vazia desde maio, quando acabou o mandato do ex-diretor Hélvio Guerra. Contudo, o nome foi vetado pelos senadores Rodrigo Pacheco (PSD-MG) e Davi Alcolumbre (União-AP), disseram fontes.
O governo também trabalha para a indicação de outras duas vagas na ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). Uma delas, disponível desde dezembro de 2023, quando o fim do mandato de Cláudio Jorge de Souza. A vaga hoje é ocupada pelo superintendente Bruno Caselli. A outra estará vaga ao fim do mandato do diretor-geral, Rodolfo Saboia, em dezembro deste ano. Fonte e Imagem: Agencia iNFRA.

Inicialmente, a alteração será implementada no Rio Grande do Norte e no Ceará. Os resultados serão analisados posteriormente, e o ONS avaliará a expansão da metodologia para outras regiões do sistema.
O operador esclarece que as restrições acontecem em situações que exigem uma limitação na rede de transmissão. “Atualmente, pela metodologia utilizada, a decisão sobre qual gerador será aplicada a medida de restrição baseia-se no fator de sensibilidade, ou seja, no impacto daquela restrição na redução de carregamento no ativo de transmissão (linhas de transmissão e/ou transformadores) sob análise na região”, explica.
Com a atualização, ainda será considerado o fator de sensibilidade, mas em “um conjunto maior de geradores agrupados em função do impacto semelhante no fluxo de potência que precisa ser controlado”.
Luiz Carlos Ciocchi, ex-diretor geral do operador, disse à Agência iNFRA que a decisão não tem relação com a seca. “Essa medida vem sendo estudada desde o começo do ano no ONS, e foi a originada por um pleito das associações dos agentes dos setores eólico e solar.” Fonte e Imagem: Agencia iNFRA.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD/MG), anunciou que o governo realizará, em 2025, um leilão voltado exclusivamente para sistemas de armazenamento de energia. O setor esperava que o governo já incluísse esse segmento no leilão previsto para este ano, mas não tem data definida.
Em conversa com jornalistas depois de participar de um evento da Enel nesta quinta-feira (12), Silveira disse que vai abrir nos próximos dias uma consulta pública para discutir um futuro leilão exclusivo para contratação de baterias para armazenamento de energia.
“Até o final do ano, vamos soltar a consulta pública. Não podemos achar que vamos fazer um grande leilão de baterias, já que a finalidade deste tipo de leilão é impulsionar a tecnologia no Brasil,tentar trazer grandes fabricantes, principalmente da China e outros países para trazer tecnologia para o Brasil”, disse.
O uso de baterias poderia viabilizar a entrada de fontes eólicas e solares no leilão, já que as baterias podem armazenar energia em momentos de baixa demanda para ser usada no horário de ponta. “A médio prazo, as energias intermitentes [eólica esolar] serão melhor acondicionadas na bateria e vão diminuir o custo da energia. O grande desafio é o planejamento. Não temos necessidade de sermos açodados e atropelar e, consequentemente, onerar o consumidor”, frisou.
O ministro voltou a prometer que o leilão de reserva de capacidade vai acontecer em 2024, apesar da descrença do mercado, já que a consulta pública foi aberta em março deste ano, com previsão original de realização do certame em agosto. Silveira disse que ainda estão sendo feitas análises sobre o volume de contratação do certame.
O desafio, segundo o ministro, é calcular a demanda necessária no leilão, para que sejam definidas as fontes que irão entregar a potência. Também não há definição sobre as fontes que poderão participar, o tipo de combustível a ser usado e a data do evento. “Quanto menos o sistema precisar, menos vai custar, em térmicas existentes contratadas no sistema e planejamento de térmicas novas”, afirmou.
Esse tipo de leilão tem como objetivo a expansão da oferta de energia e a garantia de continuidade do fornecimento de eletricidade ao Sistema Interligado Nacional (SIN) com confiabilidade e segurança, mesmo em períodos críticos. Fonte e Imagem: Valor Econômico.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, determinou que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) elabore, em até 30 dias, um plano para garantir o fornecimento de energia entre 2024 e 2026.
A determinação consta em ofício obtido assinado por Silveira na última sexta-feira (6), ao qual o g1 teve acesso.
A medida já havia sido antecipada pelo ministério, depois de reunião com o ONS no último dia 3.
"Além disso, destaco que o Plano deve conter, entre outras, propostas de medidas concretas, para cada ano, a serem adotadas pelas instituições que compõem o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico", diz o ofício.
O ministro também pediu que a primeira reunião para elaboração do plano ocorra até esta sexta-feira (13).
A jornalistas nesta quinta-feira (12), Silveira disse que pediu um plano de contingência para o verão de 2024, "já com olhos ao planejamento energético do ano que vem".
O ministro ressaltou a volta do horário de verão como uma das medidas que podem surgir desse plano. "É uma possibilidade real, mas não é um fato", disse.
"Ele [o horário de verão] tem implicações não só energéticas, tem implicações econômicas. Até agora, todos os dados de pesquisas anteriores são positivos, fomenta a economia em diversos setores do Brasil, turismo, bares, restaurantes e muitos setores importantes. É importante para diminuir o despacho de térmicas nos horários de ponta, mas é uma das medidas", concluiu.
Retomada do horário de verão Na quarta-feira (11), em entrevista a jornalistas, o ministro já tinha confirmado que a proposta estava na pauta do governo.
Entretanto, segundo apurou o g1, ela é encarada como uma decisão política do governo, e não técnica.
Isso porque a retomada do horário de verão não traz uma economia significativa de energia. Na verdade, a mudança se dá no horário em que as pessoas consomem mais. Dessa forma, a medida poderia ajudar a operação do sistema elétrico ao deslocar o pico de consumo, que costuma ocorrer no início da noite.
Nesse horário, a geração de energia solar cai por causa da falta de sol. Ao mesmo tempo, a geração eólica sobe porque há maior incidência de ventos à noite e em determinadas épocas do ano.
No intervalo entre a queda da solar e o aumento da eólica, há um pico de consumo que precisa ser suprido por energia hidrelétrica ou térmica.
Com a redução dos reservatórios e menor geração por usinas hidrelétrica, por causa da seca, é necessário acionar mais termelétricas — caras e que poluem mais — para atender ao pico de consumo. Fonte e Imagem: Portal G1.

Um vídeo enviado por aplicativo de mensagem aos deputados diz que a emenda não amplia subsídios na conta de energia, mas garante segurança jurídica para projetos que já estão aprovados e que “precisam de um tempo maior para serem concluídos”.
“Todos os deputados federais precisam entender essa verdade. Estão tentando enganá-los com a conversa dos subsídios. Isso é mentira”, diz um texto encaminhado para agentes do setor junto ao vídeo, pedindo que espalhem o material.
Fábrica de emendas Por outro lado, associações que representam outros segmentos de geração, além de distribuidoras, consumidores, comercializadores e produtores independentes, alegam que o jabuti inserido no PL 528/2020 encarece a conta de luz e pedem que os deputados não acatem o texto aprovado no Senado.
“Não faz nenhum sentido alguém dizer que não tem subsídio, eu repudio com todas as letras uma fala dessa natureza, as pessoas estão querendo enganar a população”, disse Marcos Madureira, presidente da Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica), à Agência iNFRA.
“A cada momento o que o pessoal tem buscado é inserir emendas em projetos completamente diferentes”, disse ao relembrar o “jabuti” de GD também inserido no PL das Eólicas Offshore. “É uma fábrica de emendas para poder beneficiar a geração distribuída.”
R$ 24 bi de subsídios A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) estima que o “jabuti” de GD (Geração Distribuída) solar inserido no projeto de lei do Combustível do Futuro tem potencial para onerar as tarifas de energia em R$ 24 bilhões. O cálculo está em ofício encaminhado ao MME (Ministério de Minas e Energia) na última sexta-feira (6), após solicitação da pasta.
Ao ampliar de 12 para 30 meses o prazo para injeção de energia na rede, a emenda enquadra como GD I centrais geradoras que se enquadrariam como GD II ou GD III, ou até mesmo se inviabilizariam. Isso aumenta em 5,7 GW a quantidade de energia gerada anualmente com mais subsídios no mecanismo de compensação, tendo desconto de 100% no uso do fio.
Portanto, o montante gerado pelos empreendimentos potencialmente beneficiados poderia onerar as tarifas de energia elétrica por meio de um “subsídio implícito”, destacou a agência.
Articulação O cálculo da ANEEL foi usado em carta assinada por diversas associações e que será utilizada para atuação junto aos gabinetes dos deputados. “Pedimos apoio aos parlamentares para evitar que os brasileiros paguem uma conta mais cara e a nossa indústria perca competitividade”, diz o documento.
Assinam a nota as seguintes entidades: Abeeólica (Associação Brasileira de Energia Eólica), Abrage (Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica), Apine (Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica), Abradee, Abrace (Associação Brasileira de Grandes Consumidores), Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia), Anace (Associação Nacional dos Consumidores de Energia), Frente Nacional dos Consumidores de Energia e movimento União pela Energia. Fonte e Imagem: Agencia iNFRA.

O Centro Brasileiro de Relações Internacionais (Cebri) e o Instituto Brasileiro de Mineração (Ibram) realizarão um estudo inédito para identificação de minerais críticos e estratégicos no Brasil, como lítio, nióbio e grafeno. Trata-se de uma estratégia para colocar colocar as empresas brasileiras na cadeia da transição energética mundial, uma vez que esses elementos são fundamentais para a economia verde.
A partir desse levantamento, será possível definir suas demandas e ofertas e propor políticas públicas para atrair investimentos e fortalecer o setor mineral brasileiro. O setor, somente em 2023, contribuiu com R$ 86,68 bilhões em impostos aos cofres públicos.
A pesquisa, que será formalizada nesta quarta-feira (11/9) em Belo Horizonte (MG) durante a Expo & Congresso Brasileiro de Mineração (Exposibram), reunirá as principais empresas do setor de mineração e energia do país. Já no dia 24 deste mês em Nova Iorque, o Cebri vai levar o tema para a Climate Week no Painel “Minerais Críticos: desbloqueando um futuro de baixo carbono”. Fonte e Imagem: Portal Metrópoles.

Uma dose de otimismo e outra de preocupação: é assim que Luiza Demôro, chefe global de Transição Energética na BloombergNEF, se sente em relação ao momento do Brasil frente à descarbonização do setor energético. Em visita ao Brasil, a executiva, que atualmente mora em Londres, conversou com a EXAME no escritório da Bloomberg em São Paulo e contou suas “ansiedades específicas” em relação ao país, ao mesmo tempo em que entende seu potencial para liderar a agenda de renováveis e ser um provedor de soluções e tecnologias verdes a nível global. A empresa é referência em prover pesquisa estratégica de mercados de commodities e das tecnologias disruptivas que impulsionam a transição para uma economia de baixo carbono no mundo.
“O mundo está mirando em Belém e o Brasil é a menina de ouro”, disse na entrevista exclusiva, referindo-se à COP30 de 2025. A executiva destaca que essa COP será emblemática e trará vários marcos: será a primeira Conferência do Clima da ONU no Brasil, em uma cidade-sede na Amazônia e, além disso, ocorrerá 10 anos após a assinatura do Acordo de Paris na COP21. “Não temos que colocar a COP como a esperança de tudo. Mas é o momento em que teremos o mundo inteiro olhando para nós, pensando em clima. Em poucos países há essa oportunidade única, como no Brasil, de ser um grande líder e exemplo – em energia limpa, hidrogênio, combustível de aviação, biocombustível, mercado de carbono ou biodiversidade”, disse Luiza.
Por outro lado, a grande preocupação da executiva é que muitas pessoas, organizações e empresas estão colocando todas as esperanças e expectativas na COP do Brasil e decidindo "pular" a COP29, que acontecerá neste ano no Azerbaijão. “Isso não necessariamente é bom, porque você cria a possibilidade de haver realmente conclusões concretas e acordos vindos do Azerbaijão, e aí coloca o peso de pelo menos duas COPs aqui. E também não podemos pensar que um evento irá solucionar tudo, né? Temos muito trabalho pela frente”, disse.
Olhando a nível global, as projeções da Bloomberg mostram que o cenário do Acordo de Paris, de limitar o aquecimento a 1,5ºC, já não é mais viável. Em 2050, só será possível modelar um cenário de 1,75ºC, e 45% do que precisamos para chegar lá será investindo em energia proveniente de fontes limpas – como a solar e a eólica. Mas, enquanto o mundo foca nas emissões de gás, carvão e óleo – as três principais fontes de emissões no setor –, o Brasil tem uma realidade muito diferente.
“Nossa situação já é muito privilegiada, o que faz com que nossas necessidades de descarbonização sejam outras. Hoje, quase 90% da nossa geração energética é renovável. O desafio é que precisamos de soluções que são menos competitivas hoje e de tecnologias que ainda precisam ser escaladas”, destacou.
Para ela, a virada do jogo pode estar no hidrogênio verde e na biomassa, com o primeiro tendo maior potencial de escala. Mas, para isso, é preciso que aconteça um movimento parecido com o que ocorreu com a eólica e a solar nas últimas décadas – com subsídios vindos principalmente da Europa e tecnologias crescendo com apostas da China.
Na questão dos subsídios, ela enxerga um desafio: “essa dinâmica não existe mais, com o atual contexto geopolítico. Mas sim, o caminho vai existir. Há muita vontade e talvez seja algo um pouco novo. Precisamos aprender a lidar com uma escala mais lenta das tecnologias. Ainda não sabemos como isso será. E, com essa questão da segurança energética, que surgiu com a guerra da Ucrânia, há muitas variáveis. Estaremos aí para assistir”.
No Brasil, a maior parte das emissões de energia vem do setor de transportes, e há um grande potencial de descarbonização em veículos elétricos e flex (movidos a biocombustíveis). “Se compararmos com as emissões de veículos a combustão de outros países, estamos muito bem posicionados, em razão da nossa fonte de combustível. Quando você compara a bateria, também estamos competitivos, porque nosso uso provém de matriz energética renovável”, explicou Luiza.
Em relação a um ano atrás, a executiva está otimista e diz que o avanço é muito maior do que tudo o que viu durante todo seu tempo à frente da BloombergNEF, visto que atualmente todos os atores estão conseguindo dialogar e entender as oportunidades. “A visão de todos os setores mudou. Todos querem ser parte da solução, e isso inclui a visão das empresas de energia, de indústria e até do agronegócio”, disse.
Como maior vitória da COP30 no Brasil, ela acredita na resolução do mercado de carbono, visto que não é possível modelar o cenário de 1,75ºC apenas com as soluções tecnológicas atuais e a redução das emissões. Já a criação de um mecanismo global poderia, talvez, nos permitir alcançar esse objetivo. “Mesmo para o mercado voluntário, é necessário que você dê passos e finalize a regulação para criar estrutura, assegurar qualidade e também criar incentivos”, destacou. Segundo ela, o que conta é a “taxonomia” – ou seja, o que pode e o que não pode ser feito para, de fato, reduzir emissões. No entanto, cada país tem suas peculiaridades e problemas, e não se deveria adotar regras totalmente distintas, que não seriam eficazes para nós, por exemplo. “A questão é que a taxonomia é alinhada com o mundo. Mas as complexidades do Brasil e de países tropicais não são as mesmas. Essa é uma reclamação do setor”, complementou.
Outra preocupação da executiva é em relação à comunicação do Brasil para o mundo. “Nos comunicamos muito mal e, assim, damos a permissão para a construção de uma visão caricata do país. Os problemas, que normalmente não são os fatos, também são estereotipados, e isso faz com que a energia seja gasta em distrações, em vez de no potencial de resolução”, disse. Segundo ela, os dados mostram que estamos bem posicionados, mas a incapacidade de comunicar no que somos bons e em todo nosso potencial pode levar a um impacto real na economia brasileira.
“Afinal, o que queremos como país? Onde vamos colocar nossos esforços? A direção é ser um líder global em soluções verdes e capaz de ajudar na descarbonização mundial. Isso pode ocorrer pelo desenvolvimento de tecnologia, para sermos um grande provedor, ou pela criação de um mercado de carbono robusto e de qualidade, para avançarmos com credibilidade. É uma decisão que deve unir o setor público e privado em uma mesma missão”.
Buscando levar mais informações e dados com credibilidade sobre o Brasil, a BloombergNEF irá lançar um material com 50 fatos sobre o setor energético do país neste mês de setembro. Fonte e Imagem: Portal Exame.

A Comissão de Infraestrutura do Senado Federal deve votar no início de outubro o projeto de lei (PL) 327/2021. O texto cria o Programa de Aceleração da Transição Energética, o Paten, mais um projeto que faz parte da chamada Pauta Verde do Congresso Nacional. O anúncio foi feito na quinta-feira, 5 de setembro, pelo relator da matéria, senador Laércio Oliveira (PP-SE). Ele coordenou uma audiência pública sobre o tema com representantes do governo e do setor produtivo. Ele classificou muito interessante o resultado obtido do trabalho feito até o momento que servirá de base para abrir a discussão com os senadores.
O Paten prevê a criação do Fundo Verde, a ser administrado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). O objetivo é oferecer garantia em financiamentos de projetos de desenvolvimento sustentável. O Fundo Verde deve ser formado por créditos tributários de empresas junto à União. O presidente-executivo da Associação Brasileira de Recuperação Energética de Resíduos (Abren), Yuri Schmitke Tisi, defendeu na audiência que o Paten incentive a produção de energia a partir de resíduos sólidos. Ele lembrou que o Brasil registra uma taxa de 40% do resíduo urbano indo para lixões e aterros controlados, mas que poderiam ser destinados à geração de energia elétrica.
O advogado Rogel Martins Barbosa, doutor em direito dos resíduos, concorda com a ideia. Mas sugeriu que as cidades também possam aderir ao programa. Por sua vez, Marisete Pereira, presidente da Abrage, defendeu a ampliação do Paten. Ela sugeriu que o programa contemple hidrelétricas com qualquer capacidade de geração, pois o programa foi limitado a hidrelétricas até 50 MW. Estamos propondo que seja estendido para qualquer capacidade instalada. Elas são uma energia firme, flexível e não intermitente.
A vida útil dessas hidrelétricas é de mais de 100 anos —argumentou. O presidente da Associação Brasileira para o Desenvolvimento de Atividades Nucleares (Abdan), Celso Cunha, também pediu a inclusão do setor no Paten. Segundo sua argumentação, a energia nuclear tem emissão zero, porém não está contemplada no programa. Destacou que a Organização das Nações Unidas já declarou várias vezes que sem o nuclear não tem transição, porque o volume de energia que se precisa fazer transição é imenso. Não dá para uma fonte só suprir isso.
O secretário Nacional de Meio Ambiente Urbano e Qualidade Ambiental do MMAMC, Adalberto Felício Maluf Filho, expôs uma visão crítica sobre o PL 327/2021. Para ele, os Poderes Executivo e Legislativo precisam “fazer escolhas” sobre quais fontes energéticas devem incentivar. Afinal, ao olher todos os projetos de lei que existem no Congresso Nacional sobre transição energética acaba percebendo que há subsídios em quase tudo.
O diretor de novos negócios da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Marcello Cabral, reforçou a crítica. Para ele, “há exagero de subsídios”. Fonte e Imagem: Canal Energia.

Em 2021, a publicação da portaria aconteceu em agosto e a realização do leilão em dezembro, um espaço de quatro meses. No entanto, o presidente da associação entende que algumas burocracias podem ser mais céleres e que esse tempo pode ser reduzido para dois meses.
“Se o ministro [de Minas e Energia, Alexandre Silveira] quiser, ele consegue realizar esse leilão ainda em 2024”, avalia. Outros agentes, porém, estão incrédulos acerca da viabilidade de realização do leilão até dezembro.
Térmicas descontratadas Segundo Xisto Vieira, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) já está despachando termelétricas descontratadas. “O leilão está atrasado e a prova disso é que o sistema está pedindo”, disse Xisto Vieira à Agência iNFRA.
Ele reforçou que o cenário hídrico atual indica a importância de contratar capacidade de potência ainda neste ano. A Abraget prevê que a demanda do LRCAP chegará perto de 16 GW. “Tudo indica que vai ser perto disso, talvez um pouco menos”, destacou.
Convite ao blackout O presidente da associação também viu com estranheza uma das decisões do CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) em reunião realizada nesta semana. No seu entendimento, “liberar os critérios de desempenho e segurança para a operação do sistema a Deus-dará é um convite ao blackout de cinco em cinco minutos”.
“Eu achei as medidas do CMSE ótimas, exceto a última. Eu quero acreditar que está mal redigida e que aquilo é algo só para o último caso”, destacou, referindo-se à autorização para operação do sistema com critérios de segurança menos restritivos. O comitê também autorizou o despacho de termelétricas fora da ordem de mérito.
O governo tem se movimentado para evitar uma crise energética como a que ocorreu em 2021. Na última terça-feira (3), além de antecipar a reunião do CMSE, o ministro Alexandre Silveira se reuniu com a diretoria do ONS e pediu a elaboração de plano de contingência para garantir a segurança do SIN (Sistema Interligado Nacional) até 2026.
Segundo nota do operador do sistema, “além do cenário de afluências muito abaixo da média, o aumento na demanda por energia e as temperaturas elevadas exigem atenção redobrada na coordenação do SIN”.
Leilão atrasado O LRCAP 2024 estava previsto inicialmente para 30 agosto, mas a portaria com diretrizes para o certame não foi publicada até o momento. Também não houve manifestação oficial do governo quanto ao adiamento, apesar da indicação de fontes do governo de que ele ocorreria entre novembro e dezembro.
O MME (Ministério de Minas e Energia) lançou a consulta pública sobre o leilão entre 8 e 28 de março, mas prorrogou o prazo para contribuições em mais 30 dias.
Um dos debates levantados para este leilão foi a inclusão ou não dos sistemas de armazenamento (baterias) nas possibilidades de contratação. A princípio, o governo não inseriu os dispositivos na nota técnica que guiou a consulta pública, mas a possibilidade de inclusão chegou a ser levantada pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. Fonte e Imagem: Agencia iNFRA.

O Supremo Tribunal Federal (STF) formou maioria de votos, nesta quarta-feira (4), para validar uma lei de 2022 que estabeleceu a devolução de valores cobrados a mais pelas distribuidoras de energia aos consumidores.
Contudo, o julgamento foi interrompido por um pedido de vista (mais tempo para análise) do ministro Dias Toffoli. Não há data para o caso ser retomado.
Pela lei discutida, essa devolução aos consumidores ficou à cargo de regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), por meio de reajustes menores no valor das tarifas.
O valor cobrado a mais pelas empresas de energia refere-se à inclusão do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) na base de cálculo dos Programa de Integração Social e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (PIS/Cofins), declarado inconstitucional pelo STF em 2017.
Até o momento, cinco ministros acompanharam o relator, Alexandre de Moraes, quanto a reconhecer a constitucionalidade da lei:
O ponto que ainda tem discordâncias e que não está definido diz respeito ao prazo para que consumidores possam acionar a Justiça para cobrar os valores em questão – o chamado prazo prescricional.
Para Moraes e Nunes, deve ser de dez anos. Já Fux e Mendonça entendem que deve ser de cinco anos.
Dino disse que não deve haver prazo de prescrição. O ministro, no entanto, disse que pode aderir à proposta de Moraes.
O caso A Corte julga uma ação apresentada pela Associação Brasileira Das Distribuidoras De Energia Elétrica (Abradee).
A origem da disputa envolveu a definição, pelo próprio STF, em 2017, da chamada “tese do século”.
Na ocasião, ficou decidido que o ICMS (imposto estadual) não pode integrar a base de cálculo dos Programa de Integração Social e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (PIS/Cofins), tributos federais.
Ou seja, até essa decisão, as empresas pagavam ao governo um imposto maior. No caso das distribuidoras de energia, esse pagamento a mais era repassado aos consumidores nas tarifas.
Com base nesse entendimento, o Congresso aprovou a lei, em junho de 2022, estabelecendo que esse valor pago a mais pelo consumidor na tarifa deveria ser devolvido.
A lei foi sancionada pelo então presidente Jair Bolsonaro (PL). Na época, a previsão da Aneel era de que a devolução integral dos valores cobrados indevidamente teria impacto médio potencial de redução de 5,2%.
Relator Conforme o relator da ação no STF, ministro Alexandre de Moraes, “as concessionárias socializaram o prejuízo” e agora “devem socializar o lucro também, senão ficarão só com o lucro”.
“O que a norma impugnada objetiva preservar é a efetivação do equilíbrio econômico-financeiro nas concessões de serviço público de energia elétrica. Evidentemente, tratando-se a repercussão de uma decorrência da repetição de indébito tributário, não haverá uma contemporaneidade entre o pagamento (indevido) feito pelas concessionárias, e que deu causa à repercussão nas tarifas, com o ressarcimento do respectivo indébito”, disse Moraes.
Segundo o magistrado, o ressarcimento pelas distribuidoras “sempre será em um momento subsequente”. Para o ministro, a lei em questão tratou de normas de política tarifária, e não de direito tributário. Assim, o tema poderia ser tratado por lei ordinária no lugar de uma lei complementar (que exige quórum de maioria absoluta no Congresso). Fonte e Imagem: CNN Brasil.

Silveira deve participar de reunião com o presidente Lula em breve para falar sobre soluções para os problemas gerados pela seca no país, disseram fontes à Agência iNFRA.
O ministro disse à imprensa que o governo está tendo o cuidado de se adiantar aos problemas relacionados à estiagem no país. E que, por isso, ele tem “absoluta convicção que não atravessaremos em 2025 como o que aconteceu em 2021, quando por falta de planejamento nós estivemos à beira de um colapso energético no Brasil”.
Acionamento de térmicas A seca deste ano já é considerada a maior de todo o histórico desde 1930 (94 anos), segundo informou o MME (Ministério de Minas e Energia) em nota. Com a piora nos reservatórios, a expectativa é de um acionamento de 70% a 80% das termelétricas para garantir segurança energética ao país.
Dentre as medidas tomadas pelo CMSE na tarde desta terça-feira (3), estão a autorização para despacho de termelétricas fora da ordem de mérito, a operação do sistema com critérios de segurança menos restritivos e a permissão para que a usina hidrelétrica de Belo Monte reduza a vazão mínima para operação do seu reservatório intermediário de 300 metros cúbicos por segundo para 100 metros cúbicos por segundo para poupar água.
Térmicas merchant Silveira destacou à imprensa que há “um problema climático sério no Brasil inteiro, agravado pela questão do Norte mais uma vez” e que há problemas com o atendimento da ponta de carga. Com isso, defendeu que o país avance ainda mais na utilização de recursos hídricos e que não haja térmicas ‘merchant’, ou seja, descontratadas.
“Eu sou daqueles que acham que, por termos 11% da água doce do planeta, nós deveríamos avançar mais ainda na questão da utilização dos recursos hídricos para geração de energia, nas PCHs [Pequenas Centrais Hidrelétricas], nas hidrelétricas. Tapajós, por exemplo, ainda tem um potencial de hidrelétrica para médio prazo”, afirmou.
“Defendo que a gente não deve ter térmica merchant, no máximo que a gente precisa, principalmente para atendimento na ponta, que é o nosso grande problema hoje, a hora que as pessoas chegam em casa no final da tarde, ligam o ar-condicionado, ligam a televisão, vão tomar o banho, e nesse momento é que nós temos um maior problema de segurar o sistema.”
Leilão de capacidade Segundo Silveira, 8 GW (gigawatts) do parque térmico brasileiro já estão descontratados. Para solucionar esse problema, o ministro reafirmou que pretende realizar um leilão de reserva de capacidade ainda neste ano.
“É importante que essas térmicas sejam contratadas, nós vamos fazer o leilão de capacidade, os números estão ficando cada vez mais latentes, por isso nós estamos tendo todo o cuidado de soltar esse leilão porque a todo tempo o número oscila da nossa necessidade do sistema, nós queremos chegar e ainda neste ano começar os leilões”, afirmou.
Decisões do CMSE A fim de evitar ocorrências no SIN (Sistema Interligado Nacional), o CMSE aprovou na reunião desta terça-feira ao menos cinco medidas preventivas que deverão ser executadas pelo ONS. São elas:
1 – Autorização de despacho fora da ordem de mérito das UTEs (Usinas Termelétricas) Santa Cruz e Linhares durante o mês de novembro. Essas usinas são abastecidas a GNL (Gás Natural Liquefeito) e precisam que o despacho seja feito com 60 dias de antecedência para garantir o valor mais baixo da sua operação. O despacho das usinas já foi comunicado para a primeira semana de novembro. Com a autorização do CMSE, o ONS poderá despachar as usinas ao longo de todo o mês;
2 – Autorização para despacho de modo flexível das UTEs Santa Cruz, Linhares e Porto Sergipe para atendimento da ponta de carga do sistema, considerando os CVUs aprovados pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica);
3 – Articulação para viabilizar a operação do reservatório intermediário de Belo Monte com vazão mínima de 100 metros cúbicos por segundo. Atualmente a operação se dá com vazão mínima de 300 metros cúbicos por segundo;
4 – Reconhecer a importância da entrada em operação das LTs (Linhas de Transmissão) 500 kV Porto do Sergipe – Olindina – Sapeaçu; LT 500 kV Terminal Rio – Lagos; e LT 345 kV Leopoldina 2 – Lagos. O objetivo é assegurar o pleno escoamento de potência nos meses de setembro, outubro, novembro e dezembro;
5 – O ONS também foi autorizado a utilizar critérios de desempenho e segurança menos restritivos para a operação do SIN, quando necessário, para “garantir a maximização do uso de recursos disponíveis e o atendimento às cargas nos meses de setembro, outubro e novembro”. Fonte e Imagem: Agencia iNFRA.

Em junho deste ano, a CPFL Energia celebrou cinco anos de seu re-IPO, quando uma empresa já listada na bolsa faz uma nova oferta de ações. Naquela ocasião, a oferta pública de ações ordinárias marcou a decisão da companhia em manter seus papéis negociados na B3 após o controle acionário ter passado para a State Grid, grupo que atua em 88% da China, atendendo mais de 1 bilhão de clientes.
Na época, foram emitidas 116.817.126 novas ações, com preço fixado em R$ 27,50. A oferta totalizou R$ 3,7 bilhões e abriu um ciclo promissor para o grupo, com a melhoria no modelo e nas práticas de governança, aquisição de novos ativos e valorização no mercado.
Para a CPFL Energia, aliás, a governança corporativa é a espinha dorsal de uma gestão responsável e ética.
Lançado em novembro de 2022, o Plano ESG 2030 da CPFL Energia reflete o esforço contínuo da empresa para fortalecer as práticas de governança. Trata-se de um plano composto por 23 compromissos, organizados em quatro pilares, que sustentam a maneira como a companhia conduz seus negócios e executa sua estratégia.
"Dentro desse contexto, a governança corporativa é vista não apenas como um conjunto de regras ou procedimentos, mas como um compromisso com a excelência operacional e a criação de valor a longo prazo para todos os nossos stakeholders", afirma Gustavo Gachineiro, vice-presidente jurídico e de relações institucionais da CPFL Energia.
Nesse sentido, a CPFL Energia procura assegurar que todos os processos decisórios sejam registrados e monitorados com a máxima integridade e em conformidade com os melhores padrões de governança. Gachineiro explica que isso inclui a manutenção de um conselho de administração diversificado e qualificado, a implementação de políticas rigorosas de ética e conduta empresarial, e a promoção de um ambiente de trabalho inclusivo e diverso.
Além disso, a empresa se compromete com a transparência total em suas operações e relatórios, garantindo que todas as partes interessadas tenham acesso a informações claras e precisas sobre suas atividades e desempenho. "Acreditamos que uma governança forte é a chave para construir confiança e sustentar o sucesso a longo prazo", afirma o executivo. "Ao mesmo tempo que temos um grande foco na governança corporativa, reafirmamos nosso compromisso com a segurança e a proteção de dados, garantindo que as melhores práticas sejam seguidas para proteger as informações de nossos clientes e colaboradores.
Por dentro da governança da CPFL Energia: A partir do re-IPO, viu-se uma evolução na governança corporativa da CPFL Energia, que criou uma diretoria exclusiva em 2019, alinhada às melhores práticas de mercado. Esse movimento segregou as atividades de governança corporativa e direito societário da diretoria jurídica, com uma área integralmente dedicada e subordinada diretamente ao conselho de administração da companhia.
"A diretoria foi criada com o propósito de, além da realização das análises técnicas e dos trabalhos de secretariado, servir como uma ferramenta de facilitação e comunicação entre as diversas áreas da companhia e os órgãos de decisão", diz Gachineiro.
Nessa mesma oportunidade a empresa revisitou suas normas e processos de governança corporativa, buscando melhorias, e instituiu um Comitê de Partes Relacionadas com maioria de membros independentes. Nessa ocasião, revisou suas políticas existentes e criou novas publicadas para o mercado, instituindo uma série de iniciativas de melhoria de gestão e governança corporativa.
Dentre as iniciativas está o CEIP – Programa de Integração e Educação Continuada, que tem como objetivo a integração dos executivos e conselheiros e de ser um lugar de aprendizado constante sobre temas relevantes. Entre eles, responsabilidade dos administradores, diversidade, sustentabilidade e discussões de casos relevantes no mercado de capitais.
Outro importante passo foi o estabelecimento de um Comitê de Auditoria formado integralmente por membros independentes.
Duas mulheres, sendo uma delas membro independente, têm assento hoje no conselho de administração do grupo, que compõe a carteira do Índice de Diversidade (Idiversa) da B3, do qual fazem parte 75 empresas de dez setores produtivos.
Em 2021, buscando mais um passo no aprimoramento de sua governança, a CPFL Energia foi pioneira na criação da Coordenação de Assuntos do Conselho de Administração, com o objetivo de aprimorar ações de transparência, accountability e sustentabilidade. A área realiza o acompanhamento de temas estratégicos e projetos de interesse do conselho de administração, monitorando a execução e desenvolvimento dos temas deliberados.
Em 2022 a área passou a realizar o monitoramento e reporte da execução dos contratos aprovados em conselho de administração, buscando identificar alertas que possam, de forma antecipada, indicar um possível desvio e, com isso, o conselho possa determinar medidas preventivas. O monitoramento de contratos busca garantir ao conselho que suas decisões estejam sendo executadas da forma como deliberadas.
"Como resultado dos trabalhos desenvolvidos, e por meio da apresentação de KPIs [indicadores de desempenho], o conselho conta com uma nova ferramenta de gestão que assegura controle, compliance, transparência e responsabilidade corporativa nos processos de governança do Grupo CPFL", explica Gachineiro. "Os investimentos realizados em governança corporativa na CPFL certamente geram ainda mais valor para uma companhia que ano a ano vem demonstrando melhoria em seus resultados, sem perder de vista a garantia de crescimento sustentável."
Diante disso, a CPFL Energia foi reconhecida, em 2021 e 2024, como a melhor Governança Corporativa do Brasil pelo World Finance Corporate Governance Awards, premiação oferecida por veículo especializado em cobertura e análise do setor financeiro, negócios internacionais e economia global. Ainda em 2024, suas quatro distribuidoras receberam 20 indicações no Prêmio Abradee 2024, sendo vencedoras em cinco das 13 categorias disputadas. Em ASG, todas as finalistas foram do Grupo, com a CPFL Paulista vencendo pelo segundo ano consecutivo.
Evolução dos negócios após o re-IPO: Nos negócios, em agosto do mesmo ano do re-IPO, o grupo concluiu a aquisição das ações da CPFL Renováveis que a State Grid detinha, assumindo o controle total da empresa. O braço de geração atua hoje com 54 hidrelétricas, 49 parques eólicos, sete usinas movidas a biomassa, uma usina solar e duas termelétricas. "Já temos 96% de nossas fontes de energia provenientes de matrizes renováveis e o compromisso previsto no nosso Plano ESG é chegar a 100% até 2030”, diz Gachineiro.
Dois anos depois da compra da Renováveis, em 2021, a CPFL Energia passou a atuar de forma relevante também no segmento de Transmissão, ao adquirir a Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T), atual CPFL Transmissão. Hoje, são 6,4 mil km de linhas de transmissão, nos estados de São Paulo, Santa Catarina, Rio Grande do Sul e Ceará.
O grupo segue ainda com outros negócios bem posicionados na prestação de serviços, soluções financeiras e, principalmente, no segmento de Distribuição. São quatro distribuidoras que atendem a 687 municípios nos estados de São Paulo, Minas Gerais, Paraná e Rio Grande do Sul. Juntas, as concessionárias levam energia a mais de 10,5 milhões de residências. Fonte e Imagem: Portal Exame.

O diretor de Assuntos Internacionais e de Gestão de Riscos Corporativos do Banco Central, Paulo Picchetti, afirmou nesta segunda-feira (2) que eventos climáticos extremos, como por exemplo as fortes enchentes que ocorreram no Rio Grande do Sul, tendem a pressionar a inflação e a conter o ritmo de crescimento da atividade.
Ele deu a declaração durante uma transmissão ao vivo realizada no YouTube.
"Na medida em que a oferta é comprometida por um evento climático extremo, os preços sobem. Vai ter um impacto no nível de atividade, em seguradoras. E portanto o BC tem de reagir a isso. No ponto de vista clássico, choques de oferta não são combatidos por autoridades monetárias. O manual diz que o BC tem de combater os efeitos secundários disso, e em um espaço de tempo relevante para a politica monetária [decisões sobre taxa de juros]", afirmou.
Ele lembrou que a falta de chuvas nas regiões Norte e Nordeste vão impactar os preços de energia elétrica no Brasil em setembro, por conta do acionamento, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) da bandeira tarifária vermelha.
Isso significa que haverá cobrança adicional na conta de luz, deixando o preço da energia elétrica mais caro para famílias e empresas. Picchetti, avaliou que esses choques climáticos não são aleatórios e temporários e que, por isso, o Banco Central já está tomando iniciativas. Explicou que o BC brasileiro já está se reunindo com outras autoridades monetárias.
"A gente está trabalhando, em conjunto com a rede de BCs, nesses modelos [econômicos] que juntam as dimensões climáticas e econômicas para tornarem explícitas e quantitativas as decisões de politica [de juros] que vamos ter que tomar", acrescentou o diretor.
Ele explicou que cientistas já estão trabalhando em modelos para tentar prever enchentes, furacões, e o consequente impacto que isso tem para mudar os padrões produtivos.
"Os modelos que vão integrar trajetórias de mudanças de clima com fundamentos econômica, tanto por reação ou ação preventiva. Estou falando de taxa de juros, emprego, desemprego", afirmou.
O diretor Paulo Picchetti, do BC, também informou que já foram bloqueados R$ 700 milhões em crédito irregular, nos últimos anos, para produtores rurais que buscavam atuar em áreas de proteção ambiental.
O instrumento para o bloqueio é o Cadastro Ambiental Rual (CAR), obrigatório desde 2019.
"Desde a implementação, mais de 1,2 mil operações de crédito já foram interditadas por demonstrar inconformidade com áreas protegidas por diferentes razões, terra indígena, ou áreas de conservação", disse.
"Isso dá um volume de mais de R$ 700 milhões em crédito rural. Mais de 30 mil pedidos de registros de empresas e entidades nesse cadastro ambiental rural já foram interrompidos por haver problemas de conformidade. Fiscalização se dá de forma contínua", acrescentou Picchetti. Fonte e Imagem: Portal G1.

O Rio Grande do Sul tem duas prioridades projetadas no tempo: conter os efeitos etários relacionados à população mais envelhecida entre os Estados do país e manter a vigilância diante dos efeitos da crise climática. Para isso, de acordo com uma agenda estratégica, lançada em abril, semanas antes da enchente, pelo governo gaúcho, o desafio é dinamizar a economia, hoje, bastante dependente da agropecuária.
Dois projetos de lei, em diferentes fases de discussão no Congresso, e uma lei, recentemente sancionada, todos vinculados com à chamada pauta verde, ou as novas diretrizes energéticas brasileiras, são considerados peças-chave para destravar novos investimentos. Com isso, especialistas garantem que esses setores podem ser elevadas à condição de puxadores do Produto Interno Bruto (PIB) do Estado, ao lado do agronegócio.
O PL 5.932/23, por exemplo, disciplina o aproveitamento dos parques eólicos offshore (em alto mar). É essencial para permitir avanços na geração do hidrogênio verde (H2V), um dos combustíveis que desponta no processo de descarbonização da economia mundial até 2050.
O H2V também era foco do PL 2.308/23, que prevê a inclusão dessa fonte na matriz energética brasileira. A lei foi sancionada no final de julho e é um dos pilares do Pacto pela Transformação Ecológica, selado entre os três poderes da república, em ato inédito de cooperação, na quarta-feira (21), em Brasília.
Ambos estão intimamente ligados, afirma a secretária do meio ambiente e infraestrutura, Marjorie Kauffmann. Ela explica que no RS a qualidade da geração eólica (percentual de aproveitamento dos ventos nas turbinas) é de 40%. Em alto mar, passaria de 60%, em um salto de produtividade.
— Não enxergamos a instalação de uma nova economia de hidrogênio verde se não tivermos as energias renováveis em grande potência e esse é o caso do offshore — destaca.
Um horizonte de novas possibilidades
O principal benefício, comenta a secretária, é a possibilidade de atração de grandes empresas internacionais do mercado de óleo e gás com crescente interesse no setor. Outra expectativa gira em torno da possibilidade de produzir os equipamentos (hélices), o que favoreceria à indústria e a geração de empregos, em uma cadeia produtiva cuja tendência é se tornar cada vez mais presente.
Para o agronegócio, abre-se a possibilidade para a produção da amônia verde, que serve de matéria-prima para fertilizantes, razão pela qual a extração de carvão mineral, matéria-prima fóssil e poluente, ainda possui demanda mundial.
O país é importador de fertilizantes e precisa (assim como o mundo) tornar o agro mais verde para cumprir com as metas ambientais dos protocolos de Paris até 2050. Nesse caso, além de exportar o H2V, haveria a utilização da amônia verde para atender ao mercado interno de adubos.
— Da mesma maneira, a indústria de comodities, a do aço, do alumínio, por exemplo, também têm de descarbonizar os materiais para acessar o mercado externo. Assim, ao invés de exportar o hidrogênio verde, podemos exportar essas outras comodities, o que acaba com a ideia de que o hidrogênio verde é apenas para o mercado externo. Não é. É para o interno também. Mas para tudo isso, as regulamentações são fundamentais.
Biocombustíveis Já o PL 4.516/23, conhecido por “combustível do futuro” tem os predicados para tornar o país, e, por consequência, o RS, que lidera a produção interna, em uma potência global no segmento. Hoje, Estados Unidos e da União Europeia, onde já existem marcos regulatórios, são os principais players internacionais.
— Os campos secos do oriente médio, produtor de combustíveis fósseis de ontem, são os campos verdes do Brasil e do Rio Grande do Sul no amanhã — resume, Francisco Turra, presidente do Conselho de Administração da Associação dos Produtores de Biocombustíveis do Brasil (Aprobio).
O biodiesel, por exemplo, antes mesmo do projeto, teve acrescido o limite de 10% na composição do diesel, em 2022, para 14% em 2024, o que garantia a elevação de 40% na demanda por produção destinada ao segmento.
Caso a lei seja aprovada sem modificações, a partir de 2025, subirá para 15% e assim de maneira escalonada, a cada ano, de acordo com o aval do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Da mesma forma, a nova margem de mistura de etanol à gasolina passará de 22% a 27%, podendo chegar a 35%.
Atualmente, a mistura pode chegar a 27,5%, sendo, no mínimo, de 18% de etanol. O Estado, que há 40 anos é dependente do Etanol de fora, por não possuir produção interna, recentemente ganhou uma planta que usará espécie de trigo para essa produção. Há ainda uma variedade de arroz, prestes a ser confirmada pela Embrapa, que poderá servir para igual finalidade.
O que está em jogo
Energia eólica em alto mar (PL 5.932/23) Aprovada na Câmara este ano, a proposta travou no Senado, em razão de dispositivos inseridos ao texto original com o objetivo de compensar a indústria do carvão mineral. Para alguns parlamentares, o incentivo ao carvão contraria as regras legais de proteção ao meio ambiente e, sobretudo, à intenção de estabelecer uma transição energética voltada aos recursos renováveis.
Por que o RS tem interesse na pauta
O RS já conta com situação privilegiada para geração eólica, conforme explica Elbia Gannoum, presidente-executiva da ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica). A regulamentação dos parques offshore (em alto mar) faria com que o Estado destravasse o equivalente a 69 GW, em 27 projetos de parques em alto mar já cadastrados. Isso representa um terço dos 234 GW existentes em 97 projetos distribuídos em RS (27 parques), CE (25 parques), RJ (15 parques), RN (14 parques), PI (6 parques), ES (6 parques), MA (3 parques) e SC (1 parque). Esses projetos, atualmente, aguardam o licenciamento ambiental, o que só não ocorre, por falta de critérios legais para fazê-lo. Para se ter uma base de comparação, a presidente do Sindienergia-RS, Daniela Cardeal, explica: só o Rio Grande do Sul pode evitar a emissão de 94 milhões de toneladas de CO2 com este potencial.
Inclusão do H2V na matriz energética (PL 2.308/23): Aprovado nas duas Casas legislativas em 2024, o PL virou lei no final de julho, sancionada pelo presidente Lula. A lei, agora, também traz incentivo fiscal de R$ 18 bilhões, concedido por cinco anos, a contar do momento em que o chamado Rehidro (Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono) for devidamente habilitado.
Por que o RS tem interesse na pauta: No ano passado, o governo estadual apresentou um planejamento, encomendado à consultoria internacional, para elencar oportunidades cenário que, com investimentos necessários, cerca de R$ 62 bilhões seriam agregados à economia gaúcha. Significaria acréscimo de 11% sobre o atual nível do Produto Interno Bruto (PIB) gaúcho.
Elemento mais abundante no planeta, o Hidrogênio, quando produzido por fontes renováveis (solar, eólica ou hídrica) se torna neutro em emissões carbono, portanto, “verde”, ou, o chamado H2V. A expectativa é que, em 2050, o Brasil seja um dos maiores exportadores do item, com produção anual estimada, em 540 milhões de toneladas pelas principais agências internacional. No Estado, em razão do Porto de Rio Grande, da atual capacidade de geração, conexão e do interesse dos investidores, há todas as condições para exercer o protagonismo. São mais de 20 empreendedores com projetos para investimentos bilionários no Estado. Algumas dessas empresas, ainda não atuam no mercado brasileiro, caso da gigante chinesa Shizen e da Corio Generation, que pertence ao tradicional fundo australiano Macquarie. A atividade também atrai a atenção das petroleiras, como Shell, Equinor e TotalEnergies, que veem oportunidades de sinergia com a exploração e produção de petróleo offshore e uma vertente de negócios para a transição energética da qual terão de participar. Regulamentação do combustível do futuro (PL 4.516/23) Proposta que prevê incentivo ao diesel verde e o aumento da mistura de etanol à gasolina, além de produção de combustível, a partir de fontes renováveis, passou pela Câmara em março. Tem previsão de voltar à pauta do Senado, na próxima semana, pois a meta é aprová-la antes que as eleições municipais comprometam ainda mais a pauta legislativa.
Por que o RS tem interesse na pauta : A lei trata de um conjunto de iniciativas que ajudam o país e atingir as metas internacionais de descarbonização e de transição energética. A partir da aprovação, afirma presidente do Conselho de Administração da Aprobio, Francisco Turra, o país e o Estado têm potencial transformar o Brasil em uma potência mundial que lidera os combustíveis renováveis A indústria gaúcha iniciou suas atividades em julho de 2007, com a inauguração da planta industrial da empresa Oleoplan, em Veranópolis. Rapidamente, o parque industrial do Estado cresceu com o ingresso no setor, no mesmo ano, das empresas Brasil Ecodiesel (Rosário do Sul), BSBIOS (hoje, B8B, em Passo Fundo) e Granol (Rosário do Sul). Em 2010, a capacidade de produção gaúcha foi aumentada com o início das operações das empresas Olfar (Erechim) e Camera (Ijuí). Agora, há iniciativas da 3Tentos na fronteira Oeste e a previsão de fabricação com o uso de trigo, por parte da B8B. O Estado lidera o mercado nacional e concentra 30% da produção com cer Rio Grande do Sul assumiu a dianteira do ranking nacional de produtores do biocombustível. Fonte e Imagem: Zero Hora (RS)

A geração de energia eólica offshore - em alto-mar - é a nova fronteira da expansão da fonte no Brasil. Um total de 97 projetos, que somam 234,2 gigawatts (GW) estão à espera de aprovação do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), mas seu andamento depende da sanção do marco legal sobre o tema, o PL 11.247/2018, que tramita no Congresso.
O texto foi encaminhado ao Senado no fim de 2023, após passar pela Câmara dos Deputados, e sua aprovação depende de negociações sobre os chamados “jabutis”, emendas incorporadas ao texto que nada têm a ver com o foco da matéria. A sanção do marco regulatório das eólicas em alto-mar é do interesse do governo federal, do setor de geração de energia eólica, da indústria de óleo e gás e de governos estaduais.
A expectativa prévia era que a lei das eólicas offshore fosse aprovada concomitante ao marco legal do hidrogênio verde, que saiu antes - foi sancionado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva em agosto. Ambos os temas fazem parte da agenda verde do governo, sendo considerados prioridades para 2024. Uma vez sancionado o marco legal das eólicas offshore, o próximo passo deverá ser a realização de leilões de cessão de áreas marítimas, nos moldes dos que são realizados para exploração dos blocos de petróleo e gás natural.
“Os projetos de eólicas offshore que entraram com processos de licenciamento no Ibama são de investidores que já demarcaram as áreas de seu interesse, se antecipando ao marco legal”, diz Elbia Gannoum, presidente-executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica).
A associação corre contra o tempo para convencer os senadores a votar a matéria antes do período eleitoral - com a aprovação do projeto de lei neste ano, os primeiros leilões de cessão seriam realizados em 2025, de modo que a construção dos primeiros parques eólicos offshore se daria por volta de 2029, e a geração de energia propriamente dita, entre 2030 e 2031. “O negócio de eólica offshore tem seu próprio tempo de maturação. Por isso o Brasil precisa se apressar e dar o sinal regulatório correto ao mercado”, diz Gannoum.
A geração eólica em alto-mar contribuiria com oferta de energia renovável para o cenário de transição energética, abastecendo parte da demanda induzida pela produção do hidrogênio verde - a projeção é que até 2040 o Brasil vai precisar de mais 180 GW de energia para acomodar a produção do combustível.
Um estudo realizado pelo Banco Mundial em parceria com o Ministério de Minas e Energia (MME) aponta para um potencial acima de 1 terawatt (TW) de geração da eólica offshore até 2050, com cenários de desenvolvimento desta indústria capazes de aportar mais de R$ 900 bilhões em investimentos no país. Outro estudo, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) fala em um potencial de cerca de 700 GW em locais com profundidade de até 50 metros.
A Ocean Winds, joint-venture entre as gigantes do setor de energia ENGIE e EDP Renewables para projetos de eólica em alto-mar, tem 15 GW de capacidade prevista em projetos offshore no Brasil, localizados nos Estados do Piauí, Rio Grande do Norte, Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul, à espera do marco legal. A empresa montou escritório no Rio de Janeiro e tem prospectado parcerias locais, como um memorando de entendimento com a Prumo Logística, controladora do Porto do Açu, no litoral fluminense, visando a um trabalho conjunto para projetos com pelo menos 1 GW de capacidade instalada.
“A experiência adquirida ao longo dos anos em outros mercados, como o Reino Unido, sublinha a importância de investir, desenvolver e apoiar a cadeia de fornecimento local por meio de colaborações e contratos estratégicos com atores e empresas locais”, diz Rafael Palhares, diretor de desenvolvimento de negócios da Ocean Winds Brasil e América do Sul.
Com o marco legal, a empresa pretende aprofundar os estudos mercadológicos, regulatórios, de coleta de dados em campo, ambientais e de recursos eólicos e da cadeia de suprimentos. Segundo o executivo, esses estudos são detalhados e têm um alto custo - da ordem de € 100 milhões por GW.
“Os projetos offshore, apesar de exigirem investimentos iniciais mais elevados devido à complexidade das instalações no mar, têm um potencial significativo para redução de custos a longo prazo”, diz Carlos Frederico Bingemer, sócio de energia do BMA Advogados. No caso da costa brasileira, o Banco Mundial aponta que o custo de geração do MWh pode chegar a R$ 350, mas, com a evolução da tecnologia, pode cair para cerca de R$ 215 até 2050, se aproximando dos custos da geração eólica em terra.
Hoje, a fonte é considerada a mais competitiva do país, entre R$ 180 e R$ 200. No entanto, para que este mercado offshore possa decolar, na visão de Bingemer, é fundamental que seja ancorado por um big player, que seja capaz de atrair investimentos a partir de um arcabouço legal e regulatório que traga a segurança jurídica necessária.
Os quase cem projetos de eólica offshore que aguardam a definição do marco legal estão metade concentrados na região Nordeste, e o restante no Sul e Sudeste. São mais de 20 empreendedores, com forte presença de empresas do setor de óleo e gás - cerca de 40%, como , Shell, Equinor e TotalEnergies. Fonte e Imagem: Valor Econômico.

A geração de energia eólica offshore - em alto-mar - é a nova fronteira da expansão da fonte no Brasil. Um total de 97 projetos, que somam 234,2 gigawatts (GW) estão à espera de aprovação do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), mas seu andamento depende da sanção do marco legal sobre o tema, o PL 11.247/2018, que tramita no Congresso.
O texto foi encaminhado ao Senado no fim de 2023, após passar pela Câmara dos Deputados, e sua aprovação depende de negociações sobre os chamados “jabutis”, emendas incorporadas ao texto que nada têm a ver com o foco da matéria. A sanção do marco regulatório das eólicas em alto-mar é do interesse do governo federal, do setor de geração de energia eólica, da indústria de óleo e gás e de governos estaduais.
A expectativa prévia era que a lei das eólicas offshore fosse aprovada concomitante ao marco legal do hidrogênio verde, que saiu antes - foi sancionado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva em agosto. Ambos os temas fazem parte da agenda verde do governo, sendo considerados prioridades para 2024. Uma vez sancionado o marco legal das eólicas offshore, o próximo passo deverá ser a realização de leilões de cessão de áreas marítimas, nos moldes dos que são realizados para exploração dos blocos de petróleo e gás natural.
“Os projetos de eólicas offshore que entraram com processos de licenciamento no Ibama são de investidores que já demarcaram as áreas de seu interesse, se antecipando ao marco legal”, diz Elbia Gannoum, presidente-executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica).
A associação corre contra o tempo para convencer os senadores a votar a matéria antes do período eleitoral - com a aprovação do projeto de lei neste ano, os primeiros leilões de cessão seriam realizados em 2025, de modo que a construção dos primeiros parques eólicos offshore se daria por volta de 2029, e a geração de energia propriamente dita, entre 2030 e 2031. “O negócio de eólica offshore tem seu próprio tempo de maturação. Por isso o Brasil precisa se apressar e dar o sinal regulatório correto ao mercado”, diz Gannoum.
A geração eólica em alto-mar contribuiria com oferta de energia renovável para o cenário de transição energética, abastecendo parte da demanda induzida pela produção do hidrogênio verde - a projeção é que até 2040 o Brasil vai precisar de mais 180 GW de energia para acomodar a produção do combustível.
Um estudo realizado pelo Banco Mundial em parceria com o Ministério de Minas e Energia (MME) aponta para um potencial acima de 1 terawatt (TW) de geração da eólica offshore até 2050, com cenários de desenvolvimento desta indústria capazes de aportar mais de R$ 900 bilhões em investimentos no país. Outro estudo, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) fala em um potencial de cerca de 700 GW em locais com profundidade de até 50 metros.
A Ocean Winds, joint-venture entre as gigantes do setor de energia ENGIE e EDP Renewables para projetos de eólica em alto-mar, tem 15 GW de capacidade prevista em projetos offshore no Brasil, localizados nos Estados do Piauí, Rio Grande do Norte, Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul, à espera do marco legal. A empresa montou escritório no Rio de Janeiro e tem prospectado parcerias locais, como um memorando de entendimento com a Prumo Logística, controladora do Porto do Açu, no litoral fluminense, visando a um trabalho conjunto para projetos com pelo menos 1 GW de capacidade instalada.
“A experiência adquirida ao longo dos anos em outros mercados, como o Reino Unido, sublinha a importância de investir, desenvolver e apoiar a cadeia de fornecimento local por meio de colaborações e contratos estratégicos com atores e empresas locais”, diz Rafael Palhares, diretor de desenvolvimento de negócios da Ocean Winds Brasil e América do Sul.
Com o marco legal, a empresa pretende aprofundar os estudos mercadológicos, regulatórios, de coleta de dados em campo, ambientais e de recursos eólicos e da cadeia de suprimentos. Segundo o executivo, esses estudos são detalhados e têm um alto custo - da ordem de € 100 milhões por GW.
“Os projetos offshore, apesar de exigirem investimentos iniciais mais elevados devido à complexidade das instalações no mar, têm um potencial significativo para redução de custos a longo prazo”, diz Carlos Frederico Bingemer, sócio de energia do BMA Advogados. No caso da costa brasileira, o Banco Mundial aponta que o custo de geração do MWh pode chegar a R$ 350, mas, com a evolução da tecnologia, pode cair para cerca de R$ 215 até 2050, se aproximando dos custos da geração eólica em terra.
Hoje, a fonte é considerada a mais competitiva do país, entre R$ 180 e R$ 200. No entanto, para que este mercado offshore possa decolar, na visão de Bingemer, é fundamental que seja ancorado por um big player, que seja capaz de atrair investimentos a partir de um arcabouço legal e regulatório que traga a segurança jurídica necessária.
Os quase cem projetos de eólica offshore que aguardam a definição do marco legal estão metade concentrados na região Nordeste, e o restante no Sul e Sudeste. São mais de 20 empreendedores, com forte presença de empresas do setor de óleo e gás - cerca de 40%, como , Shell, Equinor e TotalEnergies. Fonte e Imagem: Valor Econômico.

Na primeira semana de outubro de 2021, rajadas de vento superiores a 200 km/h atingiram um trecho da linha no Mato Grosso entre Porto Velho (RO) e Araraquara (SP) que transmite energia das usinas do rio Madeira ao Sudeste. O evento climático extremo, em um ano em que as hidrelétricas enfrentaram o período mais seco em quase cem anos, fez a Evoltz enviar técnicos para os Estados Unidos e para a Europa para entender o que poderia ser feito. A solução foi tropicalizar soluções. Nos países nórdicos, as concessionárias instalavam centrais meteorológicas em pontos centrais das linhas de transmissão para se antecipar quando nevava demais e as linhas poderiam ficar pesadas e ter problemas.
A Evoltz instalou cerca de dez estações meteorológicas ao redor de seus ativos no Brasil. “Isso ajuda que nos antecipemos, mas, mesmo assim, ocorrem desastres”, diz Ricardo Cyrino, presidente da empresa. No Rio Grande do Sul, a empresa teve uma torre de transmissão que ficou pendurada, um fato inédito na história do setor elétrico nacional. No Pantanal, monitora a cada momento o avanço do fogo sobre o cerrado e as linhas.
Para Cyrino, os episódios desses últimos três anos trazem várias reflexões. Boa parte das linhas de transmissão foi construída na década de 1970, quando mais de 90% da geração era hidrelétrica e as usinas ficavam próximas das regiões Sul e Sudeste, maiores consumidoras do país. Hoje o sistema interligado escoa eólicas e solares do Nordeste para o Sudeste, eletricidade de usinas da região Norte para o Sul e tem vivenciado o avanço da geração descentralizada. De outro lado, há preocupações com cibersegurança e com os efeitos das mudanças climáticas. “Os eventos extremos estão ficando mais frequentes, o que leva à discussão de alocação de custos e riscos. Segundo: como se preparar para enfrentar as mudanças? Como as políticas públicas serão criadas? Como projetar e custear linhas mais robustas?”, pondera o executivo.
O tema coincide com o envelhecimento do parque de transmissão, o que abre a discussão sobre como fazer com ativos a serem modernizados e os novos a serem concedidos. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) abriu uma tomada de subsídios sobre a resiliência das redes e os efeitos climáticos. Em outubro, a Associação Brasileira das Transmissoras de Energia (Abrate) fará em parceria com o governo e fabricantes de equipamentos e construtoras um seminário para debater normas técnicas para projetos já construídos e a serem construídos. “O desafio é inovar e incorporar essas inovações para que a conta não fique pesada demais”, diz o presidente da entidade, Mario Miranda.
As transmissoras planejam lançar uma chamada pública de inovação voltada aos efeitos das mudanças climáticas. “Inteligência artificial e realidade ampliada são ferramentas que podem ajudar. Também queremos ver a viabilidade técnico-econômica do que pode ser feito”, diz Marcus Nascimento, diretor do Instituto Abrate.
O desastre no Rio Grande do Sul teve impacto sobre o leilão de transmissão marcado para setembro. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) sugeriu a retirada de subestações e linhas de transmissão em um traçado que poderia ser inundado em uma enchente semelhante. O Ministério de Minas e Energia acatou a sugestão e o lote poderá ser licitado em 2025.
Para o presidente da PSR, Luiz Barroso, a nova realidade climática demanda investimentos em adaptação e resiliência de redes e adequação dos critérios de seu planejamento e operação. Além dos investimentos estruturais, cujo objetivo é atender a demanda na maior parte do tempo, ele destaca que serão necessários investimentos para ações corretivas, envolvendo equipamentos, monitoramento e manobras operativas aplicadas em situações desfavoráveis, como o chaveamento de circuitos, dispositivos flexíveis e armazenamento.
“O desafio é que todas estas ações para garantir o suprimento neste novo anormal climático implicam custos e, para isso, será importante criar uma folga tarifária para que os consumidores, já muito sacrificados, principalmente com as ineficiências carregadas pelas tarifas, possam absorvê-los. Isso significa que o planejamento, através de análises de benefício-custo entre as opções tecnológicas, deve evitar que o consumidor pague por custos que não precisa e buscar que se pague o menor possível para aquilo que precisa, otimizando a alocação dos recursos temporal e geograficamente, agregando valor para o sistema da forma mais eficiente possível”, diz Barroso. Fonte e Imagem: Valor Econômico.

A geração de energia eólica offshore - em alto-mar - é a nova fronteira da expansão da fonte no Brasil. Um total de 97 projetos, que somam 234,2 gigawatts (GW) estão à espera de aprovação do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), mas seu andamento depende da sanção do marco legal sobre o tema, o PL 11.247/2018, que tramita no Congresso.
O texto foi encaminhado ao Senado no fim de 2023, após passar pela Câmara dos Deputados, e sua aprovação depende de negociações sobre os chamados “jabutis”, emendas incorporadas ao texto que nada têm a ver com o foco da matéria. A sanção do marco regulatório das eólicas em alto-mar é do interesse do governo federal, do setor de geração de energia eólica, da indústria de óleo e gás e de governos estaduais.
A expectativa prévia era que a lei das eólicas offshore fosse aprovada concomitante ao marco legal do hidrogênio verde, que saiu antes - foi sancionado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva em agosto. Ambos os temas fazem parte da agenda verde do governo, sendo considerados prioridades para 2024. Uma vez sancionado o marco legal das eólicas offshore, o próximo passo deverá ser a realização de leilões de cessão de áreas marítimas, nos moldes dos que são realizados para exploração dos blocos de petróleo e gás natural.
“Os projetos de eólicas offshore que entraram com processos de licenciamento no Ibama são de investidores que já demarcaram as áreas de seu interesse, se antecipando ao marco legal”, diz Elbia Gannoum, presidente-executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica).
A associação corre contra o tempo para convencer os senadores a votar a matéria mantes do período eleitoral - com a aprovação do projeto de lei neste ano, os primeiros leilões de cessão seriam realizados em 2025, de modo que a construção dos primeiros parques eólicos offshore se daria por volta de 2029, e a geração de energia propriamente dita, entre 2030 e 2031. “O negócio de eólica offshore tem seu próprio tempo de maturação. Por isso o Brasil precisa se apressar e dar o sinal regulatório correto ao mercado”, diz Gannoum.
A geração eólica em alto-mar contribuiria com oferta de energia renovável para o cenário de transição energética, abastecendo parte da demanda induzida pela produção do hidrogênio verde - a projeção é que até 2040 o Brasil vai precisar de mais 180 GW de energia para acomodar a produção do combustível.
Um estudo realizado pelo Banco Mundial em parceria com o Ministério de Minas e Energia (MME) aponta para um potencial acima de 1 terawatt (TW) de geração da eólica offshore até 2050, com cenários de desenvolvimento desta indústria capazes de aportar mais de R$ 900 bilhões em investimentos no país. Outro estudo, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) fala em um potencial de cerca de 700 GW em locais com profundidade de até 50 metros.
A Ocean Winds, joint-venture entre as gigantes do setor de energia ENGIE e EDP Renewables para projetos de eólica em alto-mar, tem 15 GW de capacidade prevista em projetos offshore no Brasil, localizados nos Estados do Piauí, Rio Grande do Norte, Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul, à espera do marco legal. A empresa montou escritório no Rio de Janeiro e tem prospectado parcerias locais, como um memorando de entendimento com a Prumo Logística, controladora do Porto do Açu, no litoral fluminense, visando a um trabalho conjunto para projetos com pelo menos 1 GW de capacidade instalada.
“A experiência adquirida ao longo dos anos em outros mercados, como o Reino Unido, sublinha a importância de investir, desenvolver e apoiar a cadeia de fornecimento local por meio de colaborações e contratos estratégicos com atores e empresas locais”, diz Rafael Palhares, diretor de desenvolvimento de negócios da Ocean Winds Brasil e América do Sul.
Com o marco legal, a empresa pretende aprofundar os estudos mercadológicos, regulatórios, de coleta de dados em campo, ambientais e de recursos eólicos e da cadeia de suprimentos. Segundo o executivo, esses estudos são detalhados e têm um alto custo - da ordem de € 100 milhões por GW.
“Os projetos offshore, apesar de exigirem investimentos iniciais mais elevados devido à complexidade das instalações no mar, têm um potencial significativo para redução de custos a longo prazo”, diz Carlos Frederico Bingemer, sócio de energia do BMA Advogados. No caso da costa brasileira, o Banco Mundial aponta que o custo de geração do MWh pode chegar a R$ 350, mas, com a evolução da tecnologia, pode cair para cerca de R$ 215 até 2050, se aproximando dos custos da geração eólica em terra.
Hoje, a fonte é considerada a mais competitiva do país, entre R$ 180 e R$ 200. No entanto, para que este mercado offshore possa decolar, na visão de Bingemer, é fundamental que seja ancorado por um big player, que seja capaz de atrair investimentos a partir de um arcabouço legal e regulatório que traga a segurança jurídica necessária.
Os quase cem projetos de eólica offshore que aguardam a definição do marco legal estão metade concentrados na região Nordeste, e o restante no Sul e Sudeste. São mais de 20 empreendedores, com forte presença de empresas do setor de óleo e gás - cerca de 40%, como , Shell, Equinor e TotalEnergies. Fonte e Imagem: Valor Econômico.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou para cima a projeção de crescimento da carga no Sistema Interligado Nacional (SIN) em 2024. Os números apresentados no primeiro dia do Programa Mensal da Operação (PMO) de setembro, realizado nesta quinta-feira, 29 de agosto, apontam crescimento de 4,4% na carga do SIN neste ano, chegando a 79.285 MW médios
O número é levemente maior que a projeção da 2ª Revisão Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação (Plan), quando era esperado crescimento de 4% na carga deste ano, chegando a 78.978 MW médios.
Em setembro, o ONS espera crescimento de 0,3% na carga do SIN, em 77.432 MW médios, acima da previsão do PMO do mês passado, que era de uma redução de 1% na carga do SIN. Para outubro, também houve revisão para cima, saindo de 1,4% para uma alta de 1,8%, em 79.863 MW médios.
Nos submercados, o ONS manteve a redução na carga de 2,8%, a 42.986 MW médios para o Sudeste/Centro-Oeste. Em outubro, a carga deve crescer 0,3%, para 44.836 MW médios. A variação negativa é em relação a setembro do ano passado, época em que as temperaturas começaram a crescer e a carga cresceu.
No Sul, a carga em setembro deve subir 3,3% na comparação anual, para 13.051 MW médios. Para outubro, o ONS manteve a projeção de crescimento de 2,9%, a 13.122 MW médios.
Para o Nordeste, a previsão do operador aponta uma alta de 4,7% na carga de setembro, a 13.246 MW médios. Em outubro, a estimativa é uma elevação de 3,9%, em 13.825 MW médios.
“Esse comportamento a gente atrela, neste momento, dado que as informações ainda são preliminares, à diminuição da precipitação, pois estamos no final do período chuvoso e acreditamos que a carga sofra este impacto”, explicou o ONS.
No Norte, a estimativa de alta é de 5,9%, a 8.149 MW médios. Já para outubro, o crescimento previsto é de 4,5%, a 8.080 MW.
MMGD: A micro e minigeração distribuída (MMGD) deve chegar a 5.157 MW médios em setembro no SIN e subir para 5.178 MW médios em outubro. A maior parcela na carga será do Sudeste, com 2.702 MW médios em setembro, mas mostrando tendência de queda, e previsão de 2.657 MW médios em outubro. Fonte e Imagem: MegaWhat.

Mesmo com um ritmo menor de crescimento, de 3% ao ano, a classe industrial permanece como a de maior consumo na atualização do levantamento (34%), chegando ao final do período com 91 TWh. Destaque para o setor metalúrgico, cimento, químico, além de papel e celulose.
Nas residências, a projeção indica acréscimo de 3% ao ano no horizonte decenal, alcançando 226 TWh, quando espera-se ter 91 milhões de consumidores consumindo em média 202 kWh/ mês. No comércio e serviços o consumo deve subir em média 4,4%, chegando a 157 TWh em 2034, enquanto no agregado das outras classes (rural, poder público, serviços públicos e consumo próprio), é esperada alta média anual de 4,3%.
Como os segmentos crescem em compassos distintos, a curva de carga ao longo do horizonte molda-se às necessidades horárias dos demandantes. Em 2034, espera-se que de junho a agosto o pico da carga ocorra no período noturno, enquanto nos demais meses, seja no período da tarde. Neste mesmo cenário, a carga de energia para atender a demanda, inclusive perdas, tem aumento médio de 3,3% no horizonte, alcançando 107 GW médios ao fim do período.
A publicação mostra também a perspectiva de evolução até 2034 de consumo na rede por autoprodução, perdas de energia, entre outros aspectos como a geração distribuída, considerando também as trajetórias ou cenários Inferior e Superior, todos alinhados às expectativas do Caderno de Economia.
A produção de eletricidade no próprio local de consumo e que não utiliza a rede responde por aproximadamente 12% do total no país, devendo avançar 2,4% em média por ano, chegando a 91,8 TWh no horizonte em análise. A expectativa mais positiva de entrada de GD e de investimentos em combate de perdas em cenários econômicos mais favoráveis levam a trajetórias de perdas declinantes nos cenários superior e de referência. Fonte e Imagem: Canal Energia.

O documento é uma resposta ao ofício enviado pelo ministro Alexandre Silveira, na última semana, acusando quadro de “crônica omissão na tomada de decisão” pela reguladora.
Segundo a resposta da ANEEL, a agência opera com um déficit de 30% de servidores em relação ao previsto na Lei 10.871, de 2004. Ainda destaca que as 40 vagas que serão preenchidas por meio do CPNU (Concurso Público Nacional Unificado) não suprem a defasagem atual de 248 servidores.
Também destacou que foram destinados à ANEEL em 2024 apenas cerca de R$ 400 milhões referentes à Taxa de Fiscalização, mantida pelos usuários e consumidores de energia elétrica, de uma arrecadação de R$ 1,22 bilhão no ano.
Vacância na diretoria: Outro desfalque mencionado está na diretoria do colegiado, que tem uma cadeira desocupada desde maio deste ano, com o término do mandato do ex-diretor Hélvio Guerra. A ANEEL destaca que enviou a lista de substituição em 13 de maio ao MME, como manda a Lei Geral das Agências Reguladoras.
“Importante ressaltar que o colegiado incompleto traz sérias repercussões à gestão da Agência, tais como o acúmulo de atividades e processos administrativos, votações empatadas ou sem maioria mínima, problema de quórum mínimo para deliberações, dentre outras.”
“É imperioso reconhecer que o quadro atual é extremamente grave, preocupante e requer a efetiva atuação dos Poderes Executivo e Legislativo”, diz o documento enviado pela ANEEL.
A agência destaca ainda que atualmente possui 385 processos pendentes de julgamento pela diretoria, “o que representa uma expressiva redução de 31,5% com relação ao estoque de 562 processos pendentes de julgamento em janeiro de 2023, no início do atual governo”.
Autonomia: Por fim, o documento cita que a lei de criação da ANEEL “garantiu a sua atuação de forma autônoma”, destacando que está “legalmente submetida ao controle externo exercido pelo Congresso Nacional, com auxílio do Tribunal de Contas da União”. Fonte eImagem: Agencia iNFRA.

Os cortes na geração de energia renovável no Brasil resultaram em perdas que se aproximam de R$ 1 bilhão segundo levantamento feito pelas associações do setor. Só no setor de energia solar, as empresas acumulam prejuízos de R$ 237 milhões, enquanto que no segmento de energia eólica as perdas ultrapassam R$ 700 milhões.
Os cortes de geração por falta de demanda, também conhecidos pelo termo em inglês “curtailment”, no jargão do setor, são decididos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Como as usinas não têm controle sobre essa decisão, elas defendem na justiça que sejam compensadas por meio do Encargo de Serviços do Sistema (ESS), que seria repassado aos consumidores na conta de luz.
Durante o Intersolar South America, em São Paulo, o presidente executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia, disse que os cortes se devem principalmente à falta de capacidade de escoamento da energia para os centros consumidores. Segundo Sauaia, desde o apagão do dia 15 de agosto de 2023 o ONS vem adotando uma postura que ele classifica como “excessivamente conservadora”. “As duas fontes [eólica e solar] estão sendo negativamente impactadas devido a esses cortes e a falta de ressarcimento, como previsto legalmente para os empreendedores”, disse. “Esse evento não gerenciável é uma escolha do ONS (...) que tem levado a um volume de cortes de empreendedores de 20% a 70% no mês da sua previsão da sua energia a ser gerada”, acrescenta.
Segundo ele, os dados foram mapeados pela consultoria Volt Robotics com dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Por outro lado, o ONS tem dito que não pode aumentar a geração de energia sem uma demanda correspondente. Com a expansão do parque gerador focada principalmente em fontes renováveis, como eólica e solar, essas restrições afetam mais as usinas que não têm capacidade de armazenamento, diferentemente das hidrelétricas.
“A solução encontrada pela Agência Nacional de Energia Elétrica é uma solução inapropriada porque ela foi restritiva com os empreendedores autorizando o ressarcimento financeiro só de alguns tipos muito específicos de motivos alegados pelo ONS quando ele faz o corte”, diz Sauaia.
A Absolar e a Abeeólica, associação que representa as empresas de energia eólica, entraram na justiça solicitando urgência para análise do assunto. As entidades avaliam ainda outros caminhos possíveis, via Ministério de Minas e Energia (MME) para que a pasta revise alguns procedimentos, além de tentar sensibilizar outras esferas de poder, como o Congresso Nacional.
O receio de alguns especialistas é que essa conta seja paga pelos consumidores, já que pelas regras o ESS é pago por todos os consumidores do Sistema Interligado Nacional (SIN), com exceção dos autoprodutores de energia, e tem contabilização mensal realizada pela CCEE.
Já a Absolar argumenta que caso todos os eventos por gargalo de transmissão (Constrained-off, no jargão do setor) fossem compensados como ESS em 2023, o encargo teria o valor de R$0,31/MWh, representando um impacto médio na tarifa dos consumidores residenciais de 0,04%. Fonte e Imagem: Valor Econômico

O presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, disse nesta quinta-feira (15) que uma empresa pública como a Itaipu Binacional precisa usar parte do seu dinheiro para melhorar a qualidade de vida da população.
Segundo ele, o diretor-geral da Itaipu Binacional, Enio Verri, tem muita vontade de fazer política social com a empresa.
“Quando temos uma empresa pública, mesmo sendo binacional, que tem volume de rentabilidade, é preciso que você utilize uma parte desse dinheiro dando ao povo melhor qualidade de vida”, disse Lula, em entrevista à Rádio T, do Paraná, nesta quinta-feira.
Na fala, o presidente destacou a importância de se ajudar cooperativas e pequenos e médios produtores.
O chefe do Executivo elogiou Verri e sua gestão à frente da empresa, que completou um ano em março. “Enio tem sido uma surpresa extraordinária, tem muita competência, lealdade, discernimento e muita vontade de fazer política social”, comentou Lula.
Em sua avaliação, o que o diretor-geral brasileiro está fazendo com a empresa “é uma coisa extraordinária”. “Inclusive contribuindo para que a gente possa fazer as coisas a nível nacional.
Porque se passou a ideia de que a Itaipu não podia fazer essas coisas. Itaipu pode fazer muita coisa pelo Brasil”, retrucou. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

BRASÍLIA – A Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara dos Deputados deve dar um veredito nas próximas semanas ao projeto que prevê uma taxa de 7% para as empresas geradoras de energia (PL 3864/2023). Os integrantes do colegiado não chegaram a um consenso para rejeitar o texto nesta quarta-feira (14/8).
A cobrança seria feita a empresas que exploram empreendimentos eólicos e solares e repassada a estados e municípios a partir do valor da energia produzida. O projeto é de autoria do deputado federal Bacelar (PV/BA).
O parecer do deputado federal Gabriel Nunes (PSD/BA) foi pela reprovação, sob o argumento de que os custos seriam repassados ao consumidor.
“Não seria pertinente gerar um aumento de tarifa de energia, que já é muito cara. Precisamos debater de maneira geral o sistema elétrico brasileiro e essa compensação para quem está gerando a energia mais barata”, afirmou o relator.
Nunes cobra uma maior discussão sobre formas de remunerar municípios que possuem empreendimentos eólicos e solares em seus territórios.
“O Nordeste tem contribuído muito, avançando bastante em grandes projetos, gerando riquezas e fortalecendo os municípios que têm baixa capacidade de arrecadação e vivem do Fundo de Participação dos Municípios”, ponderou.
Deputados divergem O deputado Charles Fernandes (PSD/BA), colega de bancada e de estado de Nunes, discordou do relatório.
Fernandes foi prefeito da cidade de Guanambi (BA), onde, segundo ele, houve obras para instalação de usinas eólicas 14 anos atrás. Os benefícios, segundo o deputado, só foram percebidos durante a construção.
“Essas empresas já lucram com a venda de energia elétrica para o nosso país. Os ventiladores estão na cabeça dos moradores lá da zona rural, que recebem pouco mais de R$ 1 mil por cada aerogerador dentro da sua propriedade e convivem 24 horas por dia com os seus barulhos gerados pelos aerogeradores”, criticou.
Para o deputado Benes Leocádio (União/RN), deveria haver compensações para as cidades com usinas eólicas assim como existem para outras atividades econômicas.

Por outro lado, a tese do relator teve apoio do deputado Joaquim Passarinho (PL/PA), que, embora tenha experiência como prefeito de municípios com usinas eólicas, rejeitou o aumento de tarifas.
“Eu sei esse problema que você [Charles Fernandes] está passando, sei da sua dificuldade. Mas eu acho que o remédio não está certo. Você simplesmente chegar agora e dizer, vamos aproveitar o momento e taxar 7% a empresa, a empresa vai repassar, porque ela tem um contrato, você tem uma segurança jurídica que existe”, disse.
Durante a sessão, a deputada Sílvia Waiãpi (PL/AP) também demonstrou insegurança em relação aos custos serem repassados ao consumidor e pediu vista para que haja maior debate.
Gabriel Nunes concordou em debater alternativas junto aos colegas de comissão e o debate deve ser retomado nas próximas reuniões. Fonte e Imagem: Agência EPBR.

Em audiência pública na Câmara dos Deputados nesta terça-feira (13/8), o ministro das Minas e Energia Alexandre Silveira (PSD-MG) fez duras críticas ao funcionamento das agências reguladoras e indicou a defesa de mudanças legislativas na organização dos órgãos.
Segundo o ministro, a escolha de diretores por outros governos transforma a atuação regulatória em disputa política que dificulta a implementação de políticas públicas.
“Quem ganha a eleição tem direito a ter um governo que formule as políticas públicas e os órgãos que a executem. Há um descasamento. [...] O prejuízo para as políticas públicas está sendo incomensuráveis”, defendeu na Comissão de Minas e Energia.
As críticas às agências reguladoras têm sido recorrentes entre parlamentares — inclusive, com a sugestão de projetos de lei com esse objetivo. Porém, deputados ouvidos pelo JOTA entendem que não há espaço para essas discussões neste ano.
O motivo principal são as eleições municipais, que interferem no cotidiano da Câmara e costumam diminuir os trabalhos legislativos. Mas, além disso, alguns parlamentares entendem que uma reforma nas indicações das agências pode incitar disputas com o Senado e acirrar uma competição na Câmara por influência.
“Imagina ter que ser responsável por isso além de todas as responsabilidades que já temos? Atualmente os diretores são escolhidos pelo Senado e respondem às indicações políticas e não ao governo”, disse um parlamentar da base aliada do governo. Fonte e Imagem: Portal JOTA.

Segundo Silveira, as agências não estão cumprindo os prazos para regulamentar as leis, medidas provisórias e decretos presidenciais. “Enquanto há vigência da medida provisória, ela é lei. Tem dois decretos emitidos pelo presidente da República, decreto presidencial! Decreto presidencial, e as agências reguladoras não cumprem prazos. Os decretos não estão sendo regulamentados”, afirmou.
“O espírito se perdeu”: “Eu não vou entrar aqui no mérito por que estão entendendo assim [as agências]. Na minha opinião, não são prazos impróprios, são prazos próprios. Decorrência de lei. O que vai acontecer no Brasil? Nós precisamos corrigir essas situações institucionais rápido. O espírito se perdeu. O formulador de política pública dá o caminho, o norte. E a agência faz a regulação desse norte, determinado pelo formulador de política pública”, afirmou Silveira.
MPs e decretos de energia: O ministro se referiu às Medidas Provisórias 1.212/ 2024 (tarifas de energia e prazos para subsídios às renováveis) e 1.232/ 2024 (flexibiliza regras para a Amazonas Energia); e aos decretos 11.835/2023 (nova governança da CCEE) e 12.068/2024 (renovação das concessões de distribuição).
“O presidente assina uma medida provisória, duas medidas provisórias, assina dois, três decretos. E o prazo vence. E as agências entendem que vão esperar o Congresso prorrogar? Sempre tem prazo legal determinado dentro do texto da medida provisória. E não tem punição. E não tem ninguém levantando a voz contra isso”, disse o ministro.
“Desculpe, mas é uma situação gravíssima na relação entre quem ganha as eleições com as agências reguladoras. Eu sou um homem de consenso. Busco dialogar, busco caminhos, mas essa questão, se não for avaliado o prejuízo… e não é para o governo! Registrem isso: o prejuízo para as políticas públicas do país está sendo incomensurável. O povo brasileiro está pagando muito caro. Pela literal cooptação inadequada das agências reguladoras.”
Pendências: A ANEEL ainda não regulamentou a MP da Amazonas (1.232), mas os processos relativos ao tema foram distribuídos aos diretores para relatoria. A medida provisória tem mais 60 dias de validade. Já a MP 1.212 expirou na semana passada, e a sua regulamentação foi concluída às vésperas de seu vencimento. Ainda existe pendência de regulamentação da securitização de recebíveis para abatimento das contas, mas a operação foi realizada.
A agência não disciplinou as regras para a nova governança da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), que está sem poder eleger seu novo Conselho de Administração devido às pendências.
Já em relação ao decreto com as diretrizes para a renovação das distribuidoras, a ANEEL identificou a necessidade de regulamentação de 17 pontos. Maioria ainda não foi sorteada para relatoria, mas especialistas dizem que essa regulamentação pode ser feita depois da assinatura dos contratos. O processo mais importante, sobre a minuta do aditivo aos contratos, já foi sorteado, para a diretora Agnes Costa. O decreto coloca um prazo até outubro para a regulamentação.
Servidores protestam Por outro lado, os servidores das agências reguladoras reclamam do volume excessivo de trabalho e lutam por reconhecimento da carreira, além de reajustes salariais. A categoria promete uma paralisação nesta quinta-feira (15).
Relação piorou desde os postes: A relação entre o ministro e a ANEEL se deteriorou desde o imbróglio envolvendo o compartilhamento de postes entre os setores de energia e telecomunicações. No dia 23 de julho, a diretoria da agência aprovou o arquivamento do processo que tratava do assunto, sob o argumento de que nova regulamentação seria necessária a partir do decreto 12.068, de junho passado (das distribuidoras).
A decisão foi criticada publicamente pelo ministro de Minas e Energia, que fez coro à Anatel (Agência Nacional de Telecomunicações), que havia demonstrado insatisfação com o arquivamento momentos antes. O Ministério das Comunicações também desaprovou a atitude da ANEEL sobre os postes, depois.Fonte e Imagem: Agência iNFRA.

Os países do G20 preparam um mapeamento das possibilidades de financiamento para a transição energética global. A estimativa é que serão necessários US$ 4,5 trilhões de dólares por ano - o equivalente a R$ 24,5 trilhões - para que o mundo possa reduzir ao máximo o uso de combustíveis de fontes fósseis, como petróleo e carvão, e passe a produzir energia a partir de fontes que emitem menos gases de efeito estufa, como a solar e a eólica.
A questão foi discutida nesta quarta-feira (14), no primeiro Diálogo G20 – Transições Energéticas, no Rio de Janeiro. Segundo a coordenadora do Grupo de Trabalho de Transições Energéticas do G20 e assessora especial do Ministério de Minas e Energia, Mariana Espécie, o mundo ainda está distante do investimento necessário. Em 2022, de acordo com a coordenadora, a marca foi de US$ 1,8 trilhão, o equivalente a R$ 9,8 trilhões.
Para buscar formas de ampliar esse investimento a nível global, a ideia é mapear quais são as trajetórias, as oportunidades e as opções que o mundo precisa observar para viabilizar os investimentos na transição de forma geral.
“A gente está considerando, por exemplo, que para alguns países vai fazer mais sentido você contar com recursos de empréstimos concessionais. Para outros, vai fazer mais sentido ter doações. O investimento do setor privado, a atuação do setor privado vai ser mais marcante, mais relevante nesse processo. Enfim, tem uma mescla dessas oportunidades de investimento que estão sendo consideradas neste documento”, explicou Mariana Espécie.
De acordo com Mariana Espécie, “é um dos primeiros esforços globais nesse sentido, e principalmente para tentar minimizar, vamos dizer assim, essas assimetrias na distribuição desses recursos globalmente”.
Os resultados do estudo serão apresentados na Reunião Ministerial de Transições Energéticas do G20, na cidade de Foz do Iguaçu, entre os dias 1 e 3 de outubro.
Diversidade energética Mariana Espécie observou que os países estão em pontos de partida diferentes e em ritmos diferentes de transição energética. “O ritmo de investimentos varia muito de acordo com essas condições locais de cada país e com as oportunidades e riscos que os investidores acabam enxergando nesse processo. Não há uma constância, você tem uma diversidade de perspectivas muito grande”.
O Brasil é um dos destaques, segundo a coordenadora. “Eu diria que o Brasil é o país mais bem posicionado dentro desse grupo para a transição, pelo que a gente tem hoje, com a nossa matriz energética, matriz elétrica, já com alta participação de renováveis, nenhum outro país tem esse perfil dentro do G20. E o que a gente tem visto é que, mesmo que a gente tenha essas condições já favoráveis, a gente ainda continua perseguindo melhores condições”.
Diante das diversidades e assimetrias, Mariana Espécie adiantou que a principal mensagem que o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, pretende entregar na reunião ministerial em Foz do Iguaçu é justamente a importância de se ter diversidade de opções à mesa.
“Não existe uma única solução tecnológica, não existe uma bala de prata que vai resolver todos os problemas, e todas as soluções de baixo carbono vão ser importantes. Todas, sem exceção. Não importa se no primeiro momento a gente vai ter que ainda utilizar petróleo, mas reduzindo as emissões com captura e estocagem de carbono”.
Em 2023, a Conferência das Nações Unidas sobre as Alterações Climáticas (COP 28) definiu a meta de transição dos combustíveis fósseis nos sistemas energéticos de forma justa, ordenada e equitativa para zerar a emissão de carbono até 2050. Já foi identificado que os gases de efeito estufa, como os de carbono, são responsáveis pelo aquecimento do planeta, causando inundações de cidades, temperaturas elevadas, furacões e outros fenômenos que conformam a crise climática que o mundo vive.
Transição energética O Diálogo G20 – Transições Energéticas é um conjunto de seminários paralelos regionais cujo objetivo principal é engajar a sociedade brasileira nas discussões que estão sendo conduzidas no nível político e social no âmbito do G20 para o tema da transição energética. O evento, organizado em parceria com Operador Nacional do Sistema Elétrico e Itaipu Binacional, é preparatório para a Reunião Ministerial de Transições Energéticas do G20.
O G20 é composto por Argentina, Austrália, Brasil, Canadá, China, França, Alemanha, Índia, Indonésia, Itália, Japão, República da Coreia, México, Rússia, Arábia Saudita, África do Sul, Turquia, Reino Unido e Estados Unidos, além da União Europeia. Desde 2008, os países revezam-se na presidência. Essa é a primeira vez que o Brasil preside o G20 no atual formato.
Os membros do G20 representam cerca de 85% do Produto Interno Bruto (PIB, soma de todos os bens e serviços produzidos) global, mais de 75% do comércio global e cerca de dois terços da população mundial. Os países representam também quase 80% das emissões globais de gases de efeito estufa decorrentes do setor de energia. Fonte e Imagem: Agência Brasil.

O presidente do Congresso Nacional, Rodrigo Pacheco (PSD-MG) prorrogou, por mais 60 dias, a Medida Provisória nº 1.232, que, entre outras questões, viabiliza a transferência de controle da Amazonas Energia ao estabelecer condições para que a concessão supere os problemas financeiros e operacionais e passe a ser sustentável, e resolve o problema da inadimplência termelétricas da Eletrobras que foram adquiridas pela Âmbar, braço de energia da holding J&F.
Segundo o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, a medida foi desenhada “no limite para atrair o sucessor”, já que se se não houver um interessado na concessão, o caminho alternativo seria a intervenção na distribuidora, o que custaria entre R$ 2,7 bilhões e R$ 4 bilhões para a União.
Solução para as usinas da Eletrobras: A MP permite que contratos de compra e venda de energia elétrica firmados entre distribuidoras de sistemas isolados e geradoras com termelétricas, cujas despesas com a infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural sejam reembolsáveis pela Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), poderão ser convertidos em Contratos de Energia de Reserva (CER), que tem a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) como entidade responsável pela celebração dos contratos.
Isso soluciona um problema da Amazonas Energia, que deveria assinar novos contratos de compra de energia com termelétricas da Eletrobras nos sistemas isolados, que vencem em 2025, com nova vigência até 2030. A distribuidora, contudo, não tinha condições de assinar os aditivos porque já está sobrecontratada, e isso degradaria ainda mais sua já frágil situação econômico-financeira.
Tais usinas estão dentro do pacote vendido pela Eletrobras à Âmbar Energia, do grupo J&F, em junho. A compra foi aprovada pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).
O negócio envolve ainda uma parceria entre Eletrobras e Âmbar no futuro, caso esta última compre o controle da Amazonas Energia, detida atualmente da Oliveira Energia. Em julho, a Âmbar fez uma proposta não vinculante para assumir a concessão da distribuidora. O processo de transferência de titularidade da Amazonas Energia já está na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), sob relatoria do diretor Ricardo Tili.
De acordo com fontes ouvidas pela MegaWhat, a proposta da Âmbar é não vinculante e depende do cumprimento de algumas condicionantes pela Aneel, que ainda precisa regulamentar a MP para que os efeitos sejam definitivos. Para receber o aval do regulador, do regulador, o plano de transferência de controle acionário deve prever as condições para promover a recuperação da sustentabilidade econômico-financeira do serviço de distribuição de energia elétrica, com vistas a obter o menor impacto tarifário paara os consumidores.
Silveira e a MP O intervalo a compra das usinas pela Âmbar Energia e a publicação da Medida Provisória (MP) 1.232 repercutiu na Câmara dos Deputados, que convocaram o ministro para prestar esclarecimentos sobre a relação dos dois assuntos.
Além disso, o Congresso Nacional busca acrescentar 74 emendas na Medida Provisória, incluindo um texto que veda a assunção de controle acionário nas concessões de grupo econômico que tenha adquirido usinas termelétricas de empresas estatais, privatizadas ou ainda sob o controle da União, direta ou indiretamente, no período anterior a dois anos da data.
Em julho, o presidente da Câmara dos Deputados, Arthur Lira, externou as suas preocupações e dos parlamentares sobre o tema em entrevista ao programa Em Ponto, da GloboNews. Na ocasião, Lira disse que o governo não dialogou com o Congresso Nacional para discutir aspectos de muitas medidas provisórias, como a 1.232, e falou da possibilidade de alteração do seu conteúdo.
“O que a gente espera dessa medida provisória é que, com o recuo dela, com o sobrestamento dela, esse tema tenha clareza, tenha modificações que possam ser corrigidas”, respondeu Arthur Lira ao ser questionado sobre uma possível Comissão Parlamentar do Inquerito (CPI) para averiguar o tema.
Para o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, as controvérsias estão sendo alimentada por grupos que não se sagraram vencedores do processo de venda das termelétricas.
“A informação que nós temos também, que não é oficial, mas que é dito é que tinham mais de dez interessados e havia uma disputa comercial muito acirrada pela compra das térmicas [da Eletrobras]. Inclusive, entre a Âmbar Energia e o grupo do BTG,todos se interessavam muito em comprar as térmicas. Nós temos aí um interesse extremamente contrariado de grupos econômicos, choro de perdedor”, disse Silveira sobre o assunto, em entrevista concedida depois da publicação da MP. Fonte e Imagem: MegaWhat.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse nesta terça-feira (13) que o governo negocia uma antecipação de R$ 18 bilhões junto à Eletrobras com o intuito de baratear a conta de luz – aproximadamente 10% em 2025 e 2026.
“Seria injetado diretamente na modicidade tarifária, na tarifa que é calculada pela Aneel todos os anos para todos os estados. Seriam recursos importantes para a gente minimizar essa tarifa que hoje pesa muito no bolso de brasileiros e brasileiras”, disse à jornalistas ao deixar a Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados.
Segundo o ministro, o governo planeja usar o dinheiro em até dois anos, mas “depende do acordo que for feito”. De acordo com ele, há também a proposta de aumentar as vagas no Conselho de Administração da Eletrobras.
A privatização da Eletrobras prevê o depósito de R$ 32 bilhões em 25 anos para reduzir subsídios de energia. Parte desse valor já foi antecipado em 2022 e 2024. Restam agora R$ 18 bilhões, dos quais Silveira comentou para reduzir a conta de luz imediatamente.
A negociação ocorre dentro de uma ação no Supremo Tribunal Federal (STF) contra a privatização da Eletrobras. O governo busca mais cadeiras no Conselho, sem retomar o poder de voto correspondente aos 43% das ações que ainda detém. A transferência das ações da Eletronuclear para o governo federal também está em discussão. Fonte e imagem: CNN Brasil

As usinas estão instaladas em 15 estados das cinco regiões do país, sendo que os estados Rio Grande do Norte (1.687,55 MW), a Bahia (1.603,50 MW) e Minas Gerais (1.184,88 MW) foram os principais responsáveis pela expansão.
Somente em julho, a ampliação da oferta foi de 875,42 MW, distribuídos entre dez usinas solares fotovoltaicas, que somam 494,82 MW, e 17 eólicas, num total de 380,60 MW. A Bahia foi o estado com maior expansão em julho, com 20 novas usinas em operação e uma ampliação na oferta de 594,60 MW. Minas Gerais ficou em segundo lugar, com três usinas e 161,61 MW adicionados à matriz elétrica.
Em 2 de agosto, o Brasil somou 204.477,1 MW de potência fiscalizada, de acordo com dados do Sistema de Informações de Geração da Aneel, o Siga, atualizado diariamente com dados de usinas em operação e de empreendimentos outorgados em fase de construção. Desse total em operação, 84,65% das usinas são consideradas renováveis. Fonte e imagem: MegaWhat.

A realização do leilão de reserva foi uma das alternativas levantadas pelo CEO da fabricante de aerogeradores dinamarquesa Vestas, Eduardo Ricotta, para criar demanda que se transformem em encomendas para a cadeia industrial eólica brasileira. O setor vive um momento de oscilação da sua cadeia, com vários fabricantes entrando em estado de hibernação ou deixando o país. O executivo da Vestas lembrou ainda que quando houve o primeiro leilão dessa categoria, o presidente também era Luís Inácio Lula da Silva.
Quanto ao leilão de reserva de capacidade, que está previsto para esse ano, Silveira revelou que ainda faltam posicionamentos técnicos por parte do Operador Nacional do Sistema Elétrico. O ministro lembrou que o certame será de potência, em favor da segurança do sistema e essa segurança só se dará com energia firme. Havia um movimento para que as baterias fossem incluídas nesse certame, mas a área técnica do governo tem sinalizado que este ano, como o leilão é para a segurança do sistema, elas não devem entrar, mas que no ano que vem a entrada é possível.
Silveira reconheceu que há uma grande ansiedade do setor para a realização desse leilão de potência. Mas ele advertiu que háuma grande responsabilidade do MME e que muitas mudanças no setor, nem sempre grandes, vem sendo implementadas em prol do sistema. Ele deu como exemplo as UHEs do rio Madeira, Jirau e Santo Antônio, que descarregavam na mesma subestação. A falta de investimentos na subestação levava a instabilidades que culminavam em despacho térmico. O governo cobrou da Eletrobras investimentos de modernização elétrica do parque hidrelétrico para evitar despacho térmico. Fonte e imagem: CanalEnergia.

Moraes também é vice-presidente de Relações Institucionais e Sustentabilidade da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape).
Na assembleia, também foi eleito André Mustafá, para vice-presidência do FMASE. Mustafá é secretário-executivo do Comitê de Meio Ambiente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE).
A assembleia também elegeu o vice-presidente Institucional e Regulatório do Grupo Delta Energia, Luiz Fernando Leone Vianna, para a presidência do conselho consultivo do FMASE e reconduziu todo o conselho fiscal, formado por Wagner Ferreira, da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia elétrica (Abradee); Antônio Fonseca, da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE); e Ivonice Campos, da Associação Brasileira de Energia de Energia Solar Fotovoltaica(Absolar). Fonte e imagem: MegaWhat.

O Tribunal de Contas da União (TCU) decidiu nesta quarta-feira (7) manter o tempo de mandato do presidente da Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel), Carlos Baigorri. A decisão afeta outras quatro agências reguladoras e representa uma reviravolta para o governo.
O TCU entendeu que não tem competência para julgar o processo, já que a indicação e nomeação de indicados para as agências são decisões políticas da Presidência da República e do Senado Federal. A ação foi arquivada.
Os ministros do Tribunal seguiram, por maioria, o voto do ministro Jorge Oliveira. Segundo ele, uma vez que a sabatina dos indicados para as agências é de atribuição do Congresso, "esses atos não se sujeitam à revisão do Tribunal de Contas".
Além disso, Oliveira entendeu que os cargos de conselheiro e de presidente das agências reguladoras são de natureza distinta.
Quando foi indicado, ele já ocupava, por dois anos, uma cadeira no Conselho Diretor da agência. Com a nomeação para a presidência para cinco anos, ficaria sete anos no colegiado da Anatel — período superior ao limite de cinco anos estabelecido pela Lei das Agências Reguladoras.
Na ocasião, a Advocacia-Geral da União (AGU) disse que não se tratava da recondução de Baigorri, mas de indicação para um novo mandato, que deveria ser encarado de forma independente, respeitando o limite de cinco anos.
Novo paradigma Com a decisão desta quarta-feira (7), os mandatos de integrante do colegiado e de presidente ou diretor-geral são mantidos, sendo entendidos como independentes, conforme parecer do Senado ao analisar a indicação de Baigorri. Portanto, não obedecem ao limite de cinco anos.
A decisão representa, portanto, um novo paradigma. Se um integrante da diretoria ou do conselho for nomeado para comandar a agência, pode cumprir o primeiro mandato pelo período completo, de até cinco anos, e outro mandato como presidente ou diretor-geral por mais cinco anos.
O julgamento de incompetência do TCU frustra os planos do governo de Luiz Inácio Lula da Silva (PT). Fonte e Imagem: Portal G1

A assembleia também elegeu o Conselho Fiscal, que será composto nos próximos dois anos pela presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Elbia Gannoum; pelo presidente da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (ABRAGEL), Charles Lenzi; e pelo presidente da Associação Brasileira do Carbono Sustentável (ABCS), Fernando Zancan.
O presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico (FASE) e da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica (ABIAPE), Mário Menel, parabenizou os eleitos e desejou um bom trabalho: “Uma dupla espetacular. Vamos ter dois anos de progresso, com certeza, no nosso Fórum”.
Investimentos no país e atuação do Fórum
Ao agradecer a confiança dos associados do FMASE para mais um mandato na presidência, Marcelo Moraes destacou que a principal bandeira do Fórum é uma matriz elétrica limpa, renovável e justa para todos, trabalhando em constante diálogo com os Três Poderes em busca de avanços com a agenda ambiental no setor elétrico.
Moraes esteve em Fortaleza (CE) na última semana, na sanção do marco legal do hidrogênio verde. “A expectativa que o Nordeste tem no hidrogênio e nas fontes que vão possibilitar esse hidrogênio, como eólica e solar, é enorme”, disse. O setor de energia espera R$ 1 trilhão em investimentos nos próximos dez anos, e o Nordeste é de grande relevância nesse movimento.
Paralisação de servidores públicos
O presidente da Associação Brasileira de Empresas das Transmissão de Energia Elétrica (ABRATE), Mário Miranda, frisou a atuação do FMASE especialmente em momentos complexos como a paralisação dos servidores da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), com apoio à reestruturação das carreiras e ajudando na interlocução com o governo.
“O FMASE tem dado um grande apoio nas reuniões que nós fizemos com diversos ministérios. Esperamos que isso [a paralisação] se encerre, pelo bem dos consumidores brasileiros”, afirmou Miranda destacando atrasos no licenciamento ambiental de empreendimentos e prejuízos à população brasileira. Fonte e Imagem: O Setor Elétrico.

Segundo a corte, a auditoria sobre o tema no Brasil pode oferecer contribuições significativas para o enfrentamento da crise climática, já que planeja compartilhar o conhecimento adquirido na auditoria com Instituições Superiores de Controle (ISC)de outros países, que poderão utilizar essas informações para auditar a temática em seus próprios territórios.
“Enfrentamos um desafio urgente de uma transformação radical na matriz energética mundial. Não podemos tratar isso isoladamente porque o gás de efeito estufa emitido aqui, por exemplo, não afeta só o Brasil, mas o planeta todo. [Por isso], sabemos que temos um papel importante na avaliação de como isso está sendo gerenciado pelos governos. É clara a necessidade de políticas bem-elaboradas para garantir uma transição eficaz”, disse o secretário de Controle Externo de Energia e Comunicações (SecexEnergia) do TCU, Alexandre Figueiredo.

Desde a publicação da medida, a agência recebeu 2.035 solicitações, totalizando mais de 85,4 GW, sendo que apenas 601 receberam resposta favorável, totalizando 25.521 MW de potência.
Das usinas consideradas aptas à prorrogação, 235 (9.974 MW) têm contratos de uso do sistema de distribuição e transmissão (Cusd e Cust) assinados. Cerca de 78 usinas, ou 3.250 MW, estão com obra em andamento e 515 não iniciaram as obras, representando mais de 22 GW, ou 86,25% dos projetos aprovados.
Ainda foram aprovadas cinco solicitações sob judice, sendo quatro pedidos de projetos solares em Minas Gerais e uma PCH no Paraná.
Na contabilização dos pedidos aprovados, a Aneel aponta que a Bahia foi o estado com maior número de usinas aprovadas, com 232 projetos (152 eólicas e 80 solares), somando 9.250 MW; seguido por Rio Grande do Norte, com 69 (38 eólicas e 31 solares), totalizando 3.163 MW; e Minas Gerais, com 65 usinas (oito eólicas e 54 solares), que somam 2.724 MW.
Os 1.429 pedidos indeferidos pela agência foram justificados pela não apresentação do termo de adesão, que define as obrigações e os compromissos necessários para os projetos, a garantia e pedido de prorrogação no prazo e/ou estarem pendente de ajuste por parte da empresa interessada junto à B3.
Servidores da agência emitiram um alertar no início de julho sobre o prazo apertado para regulamentação da MP. Após a prorrogação do prazo, a autarquia divulgou nota afirmando que foi preciso um “esforço coletivo da equipe da Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica (SCE)” para cumprir o prazo e analisar o grande volume de pedidos da medida.
“Apesar do grande volume de trabalho e do déficit de servidores, a agência mais uma vez cumpriu o seu compromisso com o desenvolvimento do setor elétrico e com a transição energética”, diz trecho do comunicado.
MP 1.212 e próximas etapas: A MP 1.212, de 2024, estabeleceu ainda a obrigação de início de obras em até 18 meses, a partir da data de sua publicação. Já a portaria nº 79, de 2024, do Ministério de Minas e Energia, regulamentou o tema, em especial no que se refere aos valores de referência para o aporte de garantia; à definição do marco de início de obras; e ao estabelecimento de obrigação à Aneel para adequar as outorgas em relação à prorrogação de prazo para entrada em operação dos empreendimentos
Considerando as disposições da portaria, as áreas técnicas da Aneel elaboraram nota técnica sobre a aplicação da nova definição de marco de início de obras trazida pelo MME e sobre a aplicação de um dos artigos da portaria quanto ao prazo de implantação do empreendimento definido na outorga.
Na nota técnica, foi recomendado à diretoria que as outorgas dos empreendimentos que tiveram extensão do prazo por mais 36 meses aprovadas pela agência passem a ter prazo de outorga de 90 meses, contatos a partir da publicação do ato.
“A MP alterou os fundamentos que definiram o prazo de 54 meses – pensados à época da publicação da Resolução Normativa 1.038, de 2022. Além disso, a sistemática prevista na Medida Provisória traz outras obrigações aos agentes, como o marco para início das obras, assim como a necessidade de aporte de garantia financeira. Assim, entende-se pertinente manter distintos o prazo de usufruto do desconto e o prazo de implantação da usina”, explica a nota técnica.
Ainda segundo o texto, a prorrogação tem o intuito de preservar o encadeamento de marcos criado à época da Resolução Normativa nº 1.038, de 2022, para evitar que o prazo para implantação seja inferior ao prazo para receber o desconto tarifário. Além disso, a extensão do prazo “não enseja reconhecimento de excludente de responsabilidade, nem deve alcançar contratos privados firmados pelos agentes”.
O documento também destaca que a extensão de prazo de implantação não deve se aplicar a usinas cuja energia tenha sido comercializada no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) Fonte e Imagem: MegaWhat

A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou 30% dos mais de 2 mil pedidos de prorrogação de prazo feito por geradores no âmbito da MP 1212. A decisão veio por meio do Despacho No 2269/2024 no Diário Oficial da União desta terça-feira, 6 de agosto. Ao todo, a agência recebeu 2.035 pedidos, sendo que 601 foram aprovados, que somam 25,5 GW de potência instalada em projetos localizados em 10 estados do país. Foram 1.429 indeferidos e 5 aprovados sub judice.
Esse passo estava previsto na MP publicada pelo governo em 9 de abril de 2024, que autorizava a prorrogação por 36 meses para que os empreendimentos de fontes renováveis iniciassem a operação comercial de todas as suas unidades geradoras com descontos da tarifa-fio.
O estado que teve o maior número de usinas aprovadas foi a Bahia, com 232 usinas (152 eólicas e 80 solares), seguido pelo Rio Grande do Norte, com 69 (38 eólicas e 31 solares) e Minas Gerais, com 65 usinas (8 eólicas e 54 solares).
De acordo com a Aneel, algumas usinas entraram com processo judicial com vistas a assegurar liminarmente a prorrogação de prazo sem que todos os requisitos previstos na medida provisória fossem atendidos.
Entre esses, os interessados deveriam assinar Termo de Adesão que define as obrigações e os compromissos necessários, apresentar garantias de fiel cumprimento e observar o prazo estabelecido para o início das obras. O aporte das garantias de fiel cumprimento e a sua validação pela B3.
“Após um esforço coletivo da equipe da Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica (SCE), a Aneel conseguiu cumprir o prazo da MP e analisar todos os pedidos que chegaram à autarquia. Apesar do grande volume de trabalho e do déficit de servidores, a Agência mais uma vez cumpriu o seu compromisso com o desenvolvimento do setor elétrico e com a transição energética”, destacou a autarquia.
A MP 1212, de 2024, estabeleceu ainda a obrigação de início de obras em até dezoito meses, a partir da data de publicação. A Portaria MME 79, de 2024, regulamentou o tema, em especial no que se refere aos valores de referência para o aporte de garantia, à definição do marco de início de obras, e ao estabelecimento de obrigação à Aneel para adequar as outorgas em relação à prorrogação de prazo para entrada em operação dos empreendimentos.
Considerando as disposições dessa portaria, continuou a Aneel, as áreas técnicas elaboraram Nota Técnica acerca da aplicação da nova definição de marco de início de obras trazido pelo MME e sobre a aplicação do art. 3o em relação ao prazo de implantação do empreendimento definido na outorga. A NT foi encaminhada para sorteio de diretor relator e posterior deliberação da diretoria colegiada. Fonte e imagem: CanalEnergia.

Entre as atividades que serão desenvolvidas a partir do acordo estão o compartilhamento de bancos de dados e de informações relevantes às respectivas áreas de atuação, intercâmbio de experiência e a realização de estudos e pesquisas conjuntas. O superintendente-geral do Cade e o superintendente de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado da Aneel coordenarão as atividades descritas no plano de trabalho.
Cooperação técnica: O Cade tem firmado acordos de cooperação técnica para promover a atuação institucional coordenada com outros órgãos. Atualmente, o órgão antitruste possui 60 acordos vigentes com o Ministério Público de vários estados, outras agências reguladoras, órgãos da administração pública e entidades da sociedade civil. Fonte e Imagem: MegaWhat.

O presidente da Corte, ministro Bruno Dantas, havia pedido celeridade, e que o processo fosse apreciado até dia 31 de julho. Dantas disse que há a insegurança de todo o setor regulado no fato de o TCU não decidir sobre o tema.
Em 24 de julho, porém, o ministro Vital do Rêgo comunicou em plenário que a deliberação seria em 7 de agosto. Segundo ele, a data foi combinada entre o relator, Walton Alencar, e os revisores, Augusto Nardes e Jhonatan de Jesus.
O voto do relator indica que o tempo de mandato dos diretores deve ser de cinco anos, somados os mandatos anteriores. Isso faz com que presidentes das agências que tinham sido diretores deixem os cargos nesse prazo.
Caso o plenário acompanhe o voto, o diretor-geral da ANEEL, Sandoval Feitosa, teria que sair imediatamente por já ter atingido o limite, interpretam alguns.
Já a tese de defesa argumenta que Feitosa assumiu o cargo em 2018, data prévia à Lei Geral das Agências Reguladoras, promulgada em junho de 2019. Portanto, a regra não se aplicaria ao primeiro mandato dele.
Ainda, houve um hiato no tempo de Feitosa na diretoria da reguladora, portanto, não teve recondução imediata. Entre maio e agosto de 2022 ele ficou de fora do colegiado, até assumir a diretoria-geral.
A decisão do TCU poderá afetar ainda os diretores Barra Torres (Anvisa), Paulo Rebello (ANS) e Alex Muniz (Ancine), além da ANEEL e Anatel.
Também foi pautado o processo de acompanhamento do Leilão de Transmissão ANEEL 2/2024 (processo 009.957/2024-3, relator Jorge Oliveira).
Congresso retoma os trabalhos: O Congresso Nacional retorna às atividades nesta semana, com o fim do período de recesso parlamentar. Neste semestre, por conta das eleições municipais de outubro, a Câmara dos Deputados prevê três semanas de esforço concentrado. Duas delas serão em agosto (dias 12 a 14; e 26 a 28) e uma em setembro (dias 9 a 11).
Na quinta-feira (8) deve expirar o prazo de vigência da MP (Medida Provisória) 1.212/2024. Também conhecida como MP das Tarifas, ela permite a securitização de montantes das contas Covid e Escassez Hídrica, para quitar os empréstimos pagos pelos consumidores com juros.
Há expectativa para desdobramentos no setor, visto que o governo trabalha pela securitização de cerca de R$ 30 bilhões para abatimento das tarifas de energia.
Na Câmara dos Deputados, uma das prioridades de votação no semestre será o segundo projeto de regulamentação da reforma tributária (PLP 108/2024), com foco no funcionamento do comitê gestor do novo IBS (Imposto sobre Bens e Serviços), que vai substituir os atuais ICMS e ISS. Fonte e imagem: Agência iNFRA.

Operador Nacional do Setor Elétrico (ONS), Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE) revisaram para cima a perspectiva de comportamento da carga de energia (ou consumo bruto, que considera as perdas técnicas) nos próximos cinco anos.
A carga de energia do país deve crescer em média 3,4% por ano entre 2024 e 2028, de acordo com a 2a Revisão Quadrimestral das Previsões de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética - 2024-2028, divulgada pelas três instituições na semana passada.
Na primeira revisão quadrimestral, divulgada em abril, a perspectiva era de um avanço médio de 3,2%.
Quando se analisa o avanço da carga de energia em 2024, ONS, CCEE e EPE apontaram uma variação de 0,2% na comparação com a primeira revisão quadrimestral, ao apurar, respectivamente, 78.978 megawatts (MW) médios contra 78.814 MW médios.
Para as projeções, as instituições estimaram uma taxa de crescimento média do Produto Interno Bruto (PIB) de 2,4% por ano entre 2024 e 2028.
Entre as premissas, ONS, CCEE e EPE afirmaram que, para o médio prazo, considera- se que o ambiente econômico é caracterizado por uma maior estabilidade macroeconômica, com inflação sob controle e convergindo para o centro da meta, além de menor risco aos negócios, permitindo um menor patamar de taxa de juros e menor custo do crédito.
Da mesma forma, no cenário internacional, a expectativa é de crescimento para a economia mundial e de aumento da demanda externa por produtos brasileiros, em especial commodities minerais e agropecuárias, dizem as autarquias.
“Tal cenário é favorável para a expansão do consumo doméstico e dos investimentos, incluindo infraestrutura, aumentando a competitividade e a produtividade do Brasil. A aprovação da reforma tributária deve gerar impactos positivos, ainda que sejam mais significativos no longo prazo”, disseram. Fonte e imagem: Valor Econômico.

Também na quinta-feira, ele se reuniu com o ministro das Comunicações, Juscelino Filho, para tratar do tema. “Quero ouvi-lo para saber o que pensa o Ministério das Comunicações já que nós assinamos no ano passado o programa Poste Legal”, afirmou à imprensa antes do encontro.
“É natural que o ministro de Minas e Energia e o ministro das Comunicações comecem a discutir uma política pública para ordenar a utilização dos postes.”
Decreto das distribuidoras: Silveira destacou que o compartilhamento de infraestrutura entre os dois setores foi tratado no Decreto 12.068/2024, que trata das diretrizes de renovação das concessões de distribuição de energia, e que “condenou publicamente” a decisão da ANEEL de arquivar o processo que estava em andamento na agência para regulamentar o tema.
“Um decreto presidencial, que é o que foi feito no decreto de renovação das distribuidoras, ele não há de ser contestado, há de ser regulamentado, há de se fazer a implementação da política pública, de regulamentar a política pública, mas a política pública quem determina é quem legitimamente foi eleito nas urnas”, afirmou.
“Eu entendo que as agências, hoje, muitas vezes ultrapassam a sua competência legal de poder regulatório. Nós precisamos ter um freio de arrumação na leitura das competências das agências, e até em outras questões que eu tenho absoluta certeza de que o presidente Lula, no momento adequado, vai fazer esse debate com o Brasil”.
Decisão da ANEEL: Em julho, a diretoria da ANEEL optou por extinguir o processo que corria na agência desde 2021 e determinar que seja emitida uma nova instrução técnica levando em consideração o decreto publicado em junho.
No entanto, a decisão não agradou a Anatel (Agência Nacional de Telecomunicações), ou aos ministros de Minas e Energia e das Comunicações, que emitiram notas criticando o posicionamento da agência do setor elétrico. Fonte e Imagem: Agência iNFRA.

O Secretário de Planejamento e Transição Energética do Ministério de Minas e Energia, Thiago Barral, publicou nesta sexta-feira, 02 de agosto, no Diário Oficial da União, Portarias onde autoriza comercializadoras a importar e exportar energia elétrica interruptível com a República Argentina e com a República Oriental do Uruguai.
São elas: Lages Bioenergética; OAK Comercializadora de Energia e Âmbar Comercializadora de Energia. Segundo os critérios utilizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a importação e a exportação de energia elétrica de que trata a autorização não deverão afetar a segurança eletroenergética do Sistema Interligado Nacional. A exportação de energia elétrica não poderá produzir majoração dos custos do setor elétrico brasileiro. A energia elétrica importada será liquidada no Mercado de Curto Prazo brasileiro.
As portarias ressaltam ainda que a revogação da Autorização não acarretará para o Poder Concedente ou para a Aneel, em nenhuma hipótese, qualquer responsabilidade com relação a encargos, ônus, obrigações ou compromissos assumidos pela Autorizada com terceiros, inclusive os relativos aos seus empregados. A CCEE e o ONS deverão disponibilizar, respectivamente, as regras e procedimentos de comercialização específicos para a contabilização e liquidação da energia a ser importada e exportada, os procedimentos operativos específicos, bem como celebrar acordos operacionais aderentes que permitam a importação e exportação de energia elétrica, conforme disposto nas Portarias. Fonte e Imagem: CanalEnergia.

Após o leilão promovido pela Pré-Sal Petróleo (PPSA) garantir a arrecadação de aproximadamente R$ 17 bilhões na quarta-feira, 31, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, reforçou que esses recursos são indispensáveis para reduzir a dependência de importações e, ao mesmo tempo, financiar projetos para a transição energética.
Dividida em quatro lotes, a disputa contou com um recorde de dez empresas habilitadas a concorrer e teve como vencedoras a Petrobras e duas empresas estatais chinesas.
Na visão de Silveira, além de se tratar de um movimento estratégico para a segurança energética do País, os recursos provenientes do leilão, realizado em São Paulo, podem refletir diretamente na redução da conta de luz dos brasileiros. Ele projetou investimentos de aproximadamente R$ 5 trilhões entre 2031 e 2050 em toda a cadeia produtiva de óleo e gás.
“O dinheiro do petróleo vai para o fundo social, para saúde, educação, e deve ir para a redução da conta de energia elétrica. Se não produzirmos petróleo, outro país venderá para nós. A cadeia de fornecimento de bens e serviços, a siderurgia, a cadeia do aço, estão deixando de produzir aqui e indo para a Guiana. E não é isso que queremos”, ponderou
“Tenho dialogado com o ministro Haddad para que parte da receita do óleo da União seja utilizada para reduzir a conta de luz, principalmente para o mais pobre, e a nossa CDE [Conta de Desenvolvimento Energético], que contemplou tantos investimentos justamente para tornar o Brasil protagonista na transição energética. Não é justo que essa conta fique para os mais pobres. Este é o governo do presidente Lula, que não deixa ninguém para trás”, acrescentou o ministro.
Plano Clima: Com objetivo de estabelecer diretrizes para uma política climática que contemple a realidade de cada um dos oito biomas brasileiros até 2035, o Ministério de Minas e Energia (MME) acompanhou a primeira reunião do Plano Clima Participativo, promovido pelo governo federal.
Segundo o secretário Nacional de Transição Energética e Planejamento, Thiago Barral, o setor energético é um dos pilares do plano, que vai culminar na 30ª Conferência da ONU sobre Mudanças Climáticas (COP30), a ser realizada em Belém, no Pará, em novembro de 2025.
Após a etapa em Brasília, a comitiva liderada pelos ministros Márcio Macedo, da Secretaria-Geral da Presidência da República, e Marina Silva, do Meio Ambiente e Mudança do Clima, segue para Recife (01/08), Teresina (02/08), Imperatriz (08/08), Macapá (08/08), Campo Grande (14/08) e São Paulo e Porto Alegre (ambos em 15/08). Fonte e Imagem: Poder Exame

A decisão do governo em relicitar linhas de transmissão de energia em fim de concessão pode abrir oportunidades para transmissoras. Levantamento da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a pedido do Valor, mostra que há 127 contratos com término de vigência entre 2024 e 2040, que somam aproximadamente 179 mil quilômetros de linhas.
O setor se depara, contudo, com alguns hiatos regulatórios - como a indenização dos ativos e transição para novos concessionários -, temas que serão melhor discutidos em regulamentação da Aneel. Além disso, parte das empresas enxerga possíveis riscos de prejudicar o atendimento aos consumidores, pelas dificuldades inerentes à troca de operadoras.
A Eletrobras acredita que o setor continuará atraente. A Isa Cteep, no entanto, avalia a necessidade de uma Análise de Impacto Regulatório. No caso da Taesa, a decisão precisa considerar a modicidade tarifária, enquanto que a Alupar considera que o modelo mais eficiente é a renovação dos contratos.
A opção pela relicitação foi tomada por meio do decreto 1314/22 no final do governo do ex-presidente Jair Bolsonaro. Os primeiros editais começaram em 1999 e as primeiras concessões vencem em 2030, com alguns poucos projetos anteriores aos certames vencendo antes. É o caso da Interligação Elétrica Evrecy, uma infraestrutura de 163 quilômetros de linhas, entre Minas Gerais e Espírito Santo, controlada pela Isa Cteep. O empreendimento será licitado no leilão de setembro.
Segundo Claudio Domingorena, diretor-executivo de estratégia e desenvolvimento de negócios da Cteep, o decreto do governo opta pela relicitação, mas deixa também em aberto a possibilidade de renovação. Por isso, a empresa defende que se faça uma Análise de Impacto Regulatório (AIR).
“Isso vai demonstrar o custo para a administração pública, quais os efeitos para a arrecadação tributária, como fica a qualidade de serviços e riscos de uma transferência para definir o que é mais vantajoso para a sociedade”, diz.
O tema está na agenda da Aneel para regulamentação do decreto. Procurada, a agência disse que o processo de relicitação está em análise e será aberta consulta pública para discutir o tema.
Rodrigo Limp, vice-presidente de regulação e relações institucionais na Eletrobras, ressalta que o rito da Aneel fortalece a segurança jurídica e estabilidade regulatória para os investidores para que este tipo de leilão seja competitivo, já que se trata de uma modalidade de ativos já em operação.
“Essas concessões que serão licitadas, como prevê o decreto, serão oportunidades e terão competitividade dado o apetite que os investidores têm demonstrado (...). Deve-se ter atenção na transição de um concessionário para outro. Tendo os leilões, a Eletrobras vai, sim, avaliar a participação”, diz.
A aposta de Limp é que o setor continuará ainda muito atrativo às empresas dado que o segmento é bastante regulado, tem risco quase zero, com previsibilidade de receita e sem inadimplência.
É difícil de estimar quanto esse novo mercado pode movimentar. Além disso, pelas regras do setor, quem ganhar o lote terá de pagar uma indenização sobre os equipamentos não depreciados. Esse montante se soma a outros empreendimentos que ainda serão leiloados para escoar energia renovável aos centros consumidores, além de atender à potencial demanda por energia com a eletrificação da economia e mercado de hidrogênio.
A Taesa tem quatro projetos que vencem em 2030 e precisará ser competitiva, se quiser manter sua receita. O gerente executivo regulatório e institucional da empresa, Gliender Mendonça, avalia que a decisão precisa levar em conta a equação que relaciona tarifas módicas, qualidade e segurança na prestação dos serviços públicos.
“[As concessões vincendas] possuem características próprias e distintas, como em fim de vida útil, por exemplo. Assim, ao nosso ver, essas concessões necessitam da emissão prévia e pública de um estudo técnico, econômico e financeiro que possibilite aos agentes, empreendedores, bem como a sociedade, tomarem conhecimento da motivação que levou a União a tomar a decisão pela relicitação”.
Luiz Coimbra, superintendente de relações com investidores da Alupar, acredita que o modelo mais eficiente seja a renovação dos contratos a partir da negociação entre os operadores e o poder concedente, o que garantiria a realização de investimentos adicionais para a manutenção, modernização e confiabilidade dos sistemas.
“O modelo atual de relicitação de concessões vincendas pode penalizar o sistema e os consumidores, dados os riscos significativos de perda de sinergias para as concessionárias que estariam sujeitas a operar ativos distantes entre si, elevando os custos e gerando, ao mesmo tempo, maiores riscos à confiabilidade dos serviços, reduzindo os efeitos de modicidade tarifária e, consequentemente, onerando os consumidores”.
Quando foi publicado, o decreto contrariou boa parte do setor, já que haviam dúvidas a serem equacionadas. O pesquisador sênior da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Roberto Brandão, diz que a relicitação previa que as eventuais melhorias ocorreriam por conta do novo concessionário. Isso criaria um risco para os participantes do leilão pela dificuldade de dimensionar os possíveis gastos com ativos depreciados ao longo dos 30 anos da nova concessão.
Segundo o acadêmico, ao optar remunerar essas melhorias, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pacifica a questão sobre a relicitação de ativos antigos. “A receita para estas novas concessões tende a ser substancialmente mais baixa do que seria praticada para ativos novos, havendo em muitos casos oportunidades para investimentos em futuras renovações, que farão jus a aumentos na Receita Anual Permitida (RAP).” Fonte e Imagem: Valor Econômico

Em 12 anos, o Brasil saiu da 15ª para a 6ª posição como o maior gerador de energia eólica do mundo, como aponta o Ranking de Capacidade Total Instalada de Energia Eólica Onshore (em solo). Segundo a Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), os números do setor crescem anualmente. São mais de mil parques eólicos espalhados por todo o país, gerando 31 GW de potência anualmente para 44,6 milhões de residências.
Por outro lado, os painéis fotovoltaicos, cada vez mais vistos nos telhados das casas e comércios, chamam a atenção pela possibilidade de produção e controle da própria eletricidade. De acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), o setor de energia solar já é responsável por produzir 30 GW no Brasil, em mais de 15 milhões de casas.
Já é defendida a tese de que os setores eólico e solar estejam competindo por espaço, mas dada a necessidade mundial de superar as matrizes energéticas poluentes, não haveria mercado para ambos?
Matéria-prima em abundância: O Brasil é geograficamente beneficiado pela oferta de luz solar e vento. Por estar localizado próximo à Linha do Equador e da Zona de Convergência Intertropical (ZCIT), o país, em especial, a região Nordeste, dispõe da alta incidência de raios solares e da circulação dos ventos durante todo o ano. O que, de acordo com o doutor em Energética e professor aposentado da Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), Heitor Scalambrini, explica o crescimento, especialmente da fonte eólica, no território.
“Por exemplo, em 2007, a potência instalada era de 667 megawatts. No final de 2023, era de 30 mil megawatts. Portanto, esse crescimento extraordinário foi motivado por vários fatores, sendo a qualidade dos ventos disponíveis aqui no nosso país a principal delas. E lembrando que é aqui no nordeste que abriga mais de 85% de toda a potência eólica instalada no país”. (0’30)
Não à toa, estados como o Rio Grande do Norte e a Bahia se destacam pela alta produção no setor eólico, com mais de 7,5 GW gerados: verdadeiros parques eólicos em larga escala.
Como diferencial, o setor de energia solar tem na produção por conta própria o principal incentivo. Dayse Leal, Especialista da Neoenergia Pernambuco, conta que há uma série de pré-requisitos nos estados atendidos pela companhia para garantir a segurança após a contratação de uma empresa ou consultor, e submissão do projeto.
“A Neoenergia realizará uma análise técnica para avaliar o projeto e o local de instalação. Com base nessa avaliação, será emitido o orçamento de conexão. Caso aprovado, o cliente poderá dar início à instalação do sistema de geração de energia solar”, detalha.
Hoje, o modal solar ocupa o segundo lugar na matriz elétrica brasileira, sendo responsável por 14,8% de toda a geração de luz no país.
Investimentos: O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) é um dos principais financiadores dos dois setores. Em 2023, o Banco aprovou o empréstimo de R$ 3,5 bilhões em recursos para implantação de dois complexos eólicos e um solar no país, somando 1,5 GW em capacidade instalada.
Também com objetivo de impulsionar o desenvolvimento das energias renováveis, em 2023, o Banco do Nordeste do Brasil (BNB) anunciou que mais de R$10 bilhões foram contratados para projetos focados em fontes limpas e sustentáveis, contemplando desde usinas de energia solar e eólica até pessoas físicas que pretendiam instalar placas solares em suas casas.
Membro da Academia Pernambucana de Ciências, e presidente do Centro de Tecnologia do Nordeste (Cetene), Giovanna Machado acredita que, em se tratando de energias renováveis, há espaço para todas.
“Elas devem se somar. Eu não vejo que cada uma tem que buscar o seu mercado individualmente, e existe mercado para todas, porque há muita tecnologia ainda a ser melhorada nesse sentido. A gente vê um aumento da parte de célula solar e eólicas, que estão tomando um espaço bem importante nesse sentido”, afirma.
Meio Ambiente: O Brasil ocupa uma posição de destaque quando o assunto é energia limpa e renovável: cerca de 50% da matriz energética e 88% da matriz elétrica atendem a esses requisitos. Na COP 28, o país impulsionou o compromisso com a transição energética nas negociações climáticas, firmando um acordo com as demais nações para triplicar a capacidade de energias renováveis e dobrar a eficiência energética mundial até 2030.
Na relação com o meio ambiente, no entanto, a produção de energia solar leva vantagem em relação ao modelo atual de instalação das usinas eólicas. Ainda que não haja emissão de gases poluentes e geração de resíduos, os aerogeradores produzem um impacto sonoro considerável, além da capacidade de alteração dos habitats e dos movimentos migratórios de aves.
Já as células fotovoltaicas, de vida útil prolongada, são de fácil instalação e manutenção. Mas ainda que os valores necessários para investir nesse setor venham diminuindo, eles ainda são altos para muitas famílias. O professor Heitor Scalambrini aponta que, para ambas as matrizes, uma saída viável, do ponto de vista ambiental e econômico, seria a descentralização da produção.
“A geração elétrica a partir do sol e vento e a partir de pequenas unidades descentralizadas, distribuídas, minimiza os impactos e é esse modo de produção de energia elétrica que deve ser priorizado. Para que os requisitos socioambientais sejam atendidos sem o desrespeito pela vida das pessoas que vivem e tiram seu sustento de onde vivem, e cultivam suas tradições, os grandes complexos eólicos e solares são insustentáveis. E, no fim das contas, trazem mais desvantagens do que vantagens”, acredita.
Com futuro promissor, os dois setores precisam de condições para que possam caminhar entre a sustentabilidade e a lucratividade. Nesse contexto, o poder público tem papel essencial na garantia de uma competição justa pelo mercado, permitindo que cada setor tenha seu espaço e consiga atuar pensando e investindo no bem-estar das pessoas, do planeta, e da economia. Fonte e Imagem: Rádio CBN Recife (PE).

A diretoria colegiada deve decidir qual o valor do saldo financeiro que a concessionária terá direito no reajuste de 2024, a ser realizado em dezembro deste ano. O relator é o diretor Fernando Mosna.
Em março, a diretoria aprovou, por maioria de votos do colegiado, a RTE (Revisão Tarifária da Empresa) de 2023 em 0%. Com essa decisão, o ativo regulatório da empresa ficou estabelecido em R$ 251,8 milhões, mas esse valor será revisto com o voto de Mosna, na próxima terça.
O ativo regulatório é o valor que a empresa teria direito a receber no próximo ciclo tarifário (dezembro de 2024), resultado da diferença entre a receita faturada com a aplicação do reajuste médio de 33,56%, e a efetivamente faturada pela concessionária, decorrente do efeito de 0%.
A Equatorial Amapá terá o direito ao recálculo desse reajuste de 0% de 2023, por conta da publicação da Medida Provisória 1.212/24, mas esse item é parte de outro processo, que não foi pautado para essa semana. A empresa pleiteia um valor entre 17% e 33%, e o MME (Ministério de Minas e Energia) sugeriu 8,75%. A revisão do número interfere no valor do ativo regulatório para 2024
Tarifas: Também está na pauta processo de homologação das TUSDs (Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição) e TEs (Tarifas de Energia) para as permissionárias de distribuição de energia elétrica que têm aniversário contratual em 30 de julho de 2024. O processo também é relatado pelo diretor Fernando Mosna. Fonte e imagem: Agência iNFRA.

O advento recente de uma nova e disruptiva tecnologia, a inteligência artificial, que demanda recursos escassos como água para resfriar equipamentos e a mineração de matérias-primas para a indústria de chips, vem ampliando ainda mais o clamor por medidas que ampliem de vez o uso da chamada energia limpa. Em outras palavras, pela transição energética.
Este cenário é positivo para o Brasil. O país é uma superpotência energética: 9º maior produtor de petróleo, 4º maior mercado consumidor de combustíveis automotivos, 2º principal produtor de biocombustíveis e 6º maior gerador de energia elétrica. Para completar, tem uma participação dos renováveis, dentro da matriz energética, muito superior à média mundial.
Ao mesmo tempo, o país precisa ampliar o consumo de energia para atender às ainda gigantescas necessidades socioeconômicas. Hoje este consumo é de 17 MWh per capita, abaixo de economias menores, como México (19 MWh per capita) e Portugal (26 MWh).
A questão está em como chegar a este crescimento na demanda por energia de forma acessível, segura e limpa, em um contexto de restrição de emissões de gases de efeito estufa, tanto no Brasil, quanto no resto do mundo.
A verdade é que o Brasil já se apresenta como um grande hub de energia limpa no planeta. Estamos muito à frente do mundo, e o custo para a transição energética provavelmente será menor por aqui. Quase 50% da oferta interna de energia do país provém de fontes renováveis. Para se ter uma ideia, a nível global esse percentual é de apenas 14%.
Somos o segundo no mundo em geração hidrelétrica, temos uma posição invejável em bioenergia – primeiros produtores de etanol de cana de açúcar, terceiro de biodiesel e com elevado potencial para produção de biogás e biometano – e somos o sétimo do ranking em geração de energia eólica.
No caso de biocombustíveis, por exemplo, o Brasil é o segundo maior produtor mundial de etanol, atrás apenas dos Estados Unidos, mas sendo o maior quando se considera apenas a cana de açúcar como fonte. Ano passado produziu cerca de 33 bilhões de litros, volume que poderá alcançar 47 bilhões de litros já em 2032. Temos a posição de terceiro maior produtor mundial de biodiesel (9 bilhões de litros por ano), atrás de Estados Unidos e Indonésia. São mais de 60 plantas em operação, que usam principalmente óleo de soja como matéria-prima.
Ainda há perspectivas da entrada de novos biocombustíveis na matriz energética brasileira por conta de um programa aprovado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em 20 de abril de 2021, o “Combustível do Futuro”. O projeto já foi debatido e aprovado por ampla maioria na Câmara dos Deputados e atualmente encontra-se no Senado para votação. Entre as principais iniciativas contempladas estão o estabelecimento do Programa Nacional do Diesel Verde (PNDV) e o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação (ProBioQAV).
Os combustíveis sustentáveis de aviação (ou Sustainable Aviation Fuel – SAF) são uma das grandes oportunidades do Brasil quando se fala em transição energética. Hoje está em andamento um programa da Organização da Aviação Civil Internacional, o CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation), para a redução e compensação de emissões de CO2 provenientes de voos internacionais. O acordo foi assinado por 127 países, entre eles o Brasil, e o SAF é visto como a principal alternativa para reduzir as emissões do setor de aviação. O Brasil reúne todas as condições de ser um dos líderes mundiais na produção e exportação de combustíveis sustentáveis de aviação.
De imensa relevância também é o potencial do país na produção de gás natural, o energético da transição, considerado a última fronteira entre os combustíveis fósseis e os renováveis. Cabe ressaltar que o Brasil importa gás natural, principalmente da Bolívia (pelo GASBOL) e através dos Terminais de Regaseificação de GNL existentes no país. Foram quase 9 bilhões de m3 de gás natural importados em 2022. Esta dependência, entre outros fatores, ocorre por conta da expressiva reinjeção de gás natural, que passou de 19% da produção bruta em 2010 para 58% este ano – graças à fatores econômicos e à restrita infraestrutura de escoamento para o nosso gás.
Há uma forte demanda de gás natural no Brasil por conta, principalmente, da geração de energia termelétrica, mas na prática o consumo total de gás natural no país nos relega à modesta posição de apenas o 29º mercado mundial deste energético.
Mas há grandes oportunidades para o gás natural, que podemos considerar em quatro grandes iniciativas: maior monetização das reservas do pré sal, com a redução dos índices de reinjeção; utilização na indústria em substituição ao diesel e ao óleo combustível; flexibilidade e menor pegada de carbono no setor elétrico brasileiro; e interiorização do fornecimento de gás natural pelo modal rodoviário, seja através do gás natural comprimido (GNC) ou gás natural liquefeito (GNL).
Quanto à infraestrutura de escoamento de gás natural, teremos ainda em 2024 a conclusão da Rota 3, com capacidade de 18 milhões de m3/dia, ligando os Campos do Pré-Sal ao município de Itaboraí (RJ), bem como a possibilidade de novos gasodutos, como são os casos da Rota 4B, com destino a Itaguaí; a Rota 5B, com destino a Macaé (RJ) e a Rota 6B para São João da Barra (RJ).
Com isto aumentaríamos a oferta deste importante energético para a transição energética, a última fronteira entre os combustíveis fósseis e os renováveis. Mas, ainda necessitaríamos de funding para financiar esta transição – e aí entra o petróleo.
A produção nacional vai aumentar 60% até 2032, chegando a 5,3 milhões de barris/dia. Com isto o Brasil irá de nono para quarto maior produtor mundial, superando o Canadá e ficando abaixo apenas de Estados Unidos, Arábia Saudita e Rússia.
Considerando apenas o estado do Rio de Janeiro e seus municípios, a receita com royalties e participações especiais aumentaria 50% até 2030, chegando a respeitáveis R$ 66 bilhões ao ano, partindo da premissa de um preço por barril (Brent) a US$ 80.
O Brasil não pode desprezar suas reservas de petróleo. Países como Estados Unidos e Noruega viabilizaram o aumento do consumo de energia per capita, e o impulso do desenvolvimento socioeconômico, com a produção e o uso de hidrocarbonetos. Já temos uma matriz energética três vezes mais renovável que a média do resto do mundo.
Portanto, o mais importante é o debate sobre o uso dos recursos provenientes do petróleo. Sobre como os royalties e participações especiais podem ser o funding para políticas públicas que preparem estados e municípios produtores para um futuro em que o petróleo não estará mais entre as principais fontes de recurso.
Em resumo, o Brasil é uma superpotência energética, rico em recursos naturais, com uma matriz energética, elétrica e de transportes entre as mais renováveis do mundo, permitindo uma ampla gama de alternativas para sua estratégia de transição energética.
O país pode ser protagonista global em biocombustíveis, indústria essa que desempenha um importante papel na trajetória de descarbonização. Contamos ainda com uma indústria de petróleo e gás natural competitiva e com produção crescente, que exigirá grandes investimentos nas próximas décadas. O cenário mundial representa uma importante oportunidade, mas são necessárias iniciativas para garantir uma transição tanto energética quanto econômica. Fonte e Imagem: Portal JOTA.

O Ministério de Minas e Energia não se pronunciou oficialmente sobre o Decreto 11.314, publicado pelo governo Bolsonaro em dezembro de 2022. Mas o Plano de Outorgas de Transmissão (Potee) incluiu o primeiro contrato a vencer no segundo leilão de novas linhas de 2024.
O decreto definiu como regra geral que as concessões vincendas de transmissão serão licitadas, abrindo a possibilidade de prorrogação “quando a licitação for inviável ou resultar em prejuízo ao interesse público.” A renovação contratual será feita desde que preencha esses critérios e que a concessionária tenha formalizado o pedido com 36 meses de antecedência do fim do contrato.
Um total de 128 concessões vão expirar até 2040, a maior parte concentrada na próxima década. Apenas nove contratos terão seu término entre 2025 e 2030, segundo dados da Aneel, incluindo o da Evrecy Participações, que vai ser ofertado no próximo certame.
Tomada de Subsídios: Em 23 de maio, a agência abriu a Tomada de Subsídios nº 8, dando início à discussão sobre a regulamentação do decreto. O período de contribuições termina neste sábado, 29 de junho, mas deve haver uma segunda fase da TS no segundo semestre.
A discussão vai acontecer em três grupos distintos, com o tratamento de temas como regulamentação das Demais Instalações de Transmissão – DITs; prestação do serviço, incluindo a transição; obras de melhorias ao longo da concessão; definição dos ativos indenizáveis e da metodologia de indenização. A proposta de regulamento deve ser submetida à consulta pública no primeiro semestre de 2025.
Licitação: Um dos pontos questionados pela Associação Brasileira de Empresas de Transmissão de Energia Elétrica é a eficácia de uma relicitação que terá como objeto a administração de ativos já depreciados, com a prestação dos serviços de operação e manutenção. A Abrate também considera imprópria a inclusão dessas instalações nos leilões de expansão, apontando para o risco de perda de sinergia para as próprias transmissoras que tiverem de assumir instalações localizadas a grandes distâncias umas das outras.
Relicitação não pode caminhar junto com a licitação de expansão. Mário Miranda, da Abrate: Mário Miranda, presidente da Abrate, reclama que as contribuições da entidade não foram consideradas na consulta pública que resultou na publicação do decreto de 2022. Em sua avaliação a proposta do MME “não absorveu variáveis comportamentais de uma concessão de transmissão de energia elétrica ou de qualquer concessão”, porque o usual no mundo é prorrogar os contratos, com aperfeiçoamentos que considerem a “vantajosidade econômica” na prestação adequada do serviço e a modicidade tarifária.
O executivo questiona qual seria o objetivo a ser atendido com a relicitação, já que modicidade tarifária teria sido alcançada no primeiro processo licitatório. Ele acredita que deveria ter uma premiação às transmissoras que prestam uma excelente serviço, por meio da renovação contratual. Mas lembra que o ministério deixou para a Aneel a definição das concessões que teriam dificuldade de ser relicitadas, abrindo mão da decisão de estabelecer regras do que seria um incentivo à boa prestação do serviço, que tem um padrão de qualidade da ordem de 99%.
“O que preocupa é o seguinte: vamos relicitar o quê? Se, no limite, nós admitirmos que a concessão já está depreciada, que não tem, vamos falar em tese, nenhum ativo ainda parcialmente depreciado, nós estamos licitando administração, operação e manutenção”, diz, lembrando que um eventual esforço para reduzir ainda mais os custos pode chegar o limite do estresse e comprometer a qualidade do serviço.
Outro problema levantado por Miranda é que relicitação não poderia caminhar junto com a licitação de expansão, como está sendo feito agora com as instalações da Evrecy. Ele lembra que essas instalações foram incluídas em um lote com outras obras que estarão a milhares de quilômetros o que afeta a sinergia, em um contexto climático no qual as empresas de transmissão se transformam, cada vez mais, em operadoras de logística.
“No leilão de expansão, pelos valores envolvidos, somente os competentes que têm experiência é que vão participar disso. Então, por exemplo, uma linha de 500 kV de 300 km, que vale ai, por exemplo R$ 300 milhões, não é qualquer um que consegue fazer essa captação.(...) Então já há naturalmente é um filtro. Agora, por outro lado, quando você fala leilão de concessão vincenda, de que valor que nós estamos falando? Não são mais R$ 300 milhões. nós estamos falando por exemplo, de R$ 6 milhões de reais. Então, não é de capacidade financeira, tem que ser capacidade operacional.”
O Operador Nacional do Sistema Elétrico não vê como um problema a inclusão de instalações com contratos vincendos no plano de outorgas, que indica à Aneel o conjunto das instalações de transmissão que deverão ser outorgadas em leilões ou por autorização. “O fato de obras inéditas e existentes constarem no mesmo documento do Potee (Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica) não causa confusão/equívoco ao processo de recomendação de novas obras,” afirmou o ONS à Agência CanalEnergia.
De acordo com o ONS, a relação de empreendimentos é resultado da consolidação dos estudos de planejamento de longo prazo da Empresa de Pesquisa Energética com o planejamento da operação de médio prazo da instituição.
Segmento redondo: O coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da UFRJ, Nivalde de Castro, não identifica impactos para o segmento de transmissão da licitação das outorgas. Ele avalia que, ao contrário da distribuição, trata-se de um segmento que está redondo, pois não é afetado por subsídios ou interferência política. “A distribuidora está sofrendo interferências oriundas dos subsídios de micro e minigeração. Vai ter um desafio à frente de fazer investimento para resiliência, investimento para poder suportar o crescimento da GD, e esses investimentos vão ser prudentes e vão impactar a tarifa. Olha só que confusão,” afirma o economista.
Transmissão é um modelo de sucesso. Nivalde de Castro, do Gesel/UFRJ Castro vê a transmissão como um modelo de negócios de sucesso, com competição que se reflete nos deságios dos leilões, planejamento e contrato seguro. Acredita que não dá para comparar transmissora, que cuida de um ativo específico, com distribuidora, que tem a complexidade de toda uma área de concessão.
No caso da distribuição, ele considera correta a decisão de prorrogar os contratos, com cláusulas de exigência de qualidade e gestão econômica e financeira.
Investimentos: A relicitação das concessões não vai afetar osinvestimentos que as empresas já fazem na substituição de equipamentos em fim de vida útil. Reforços e melhorias em instalações são uma obrigação contratual das transmissoras, e há um trabalho permanente ao longo do período de outorga para garantir o bom funcionamento dos equipamentos, com obras que garantem ao concessionário parcelas de receita correspondente aos investimentos.
Levantamento de 2018, previa que em 2023 se chegaria a 96.700 equipamentos em fim de vida útil. Os valores previstos, segundo aAbrate, eram da ordem de R$1 bilhão, somente para reforços, mas superaram as estimativas nos últimos anos.
“Os investimentos em novas concessões (licitadas) são realizados com horizonte de retorno dentro do prazo da concessão (30 anos). Neste sentido, o decreto não tem impacto na decisão de investimento. Todos os aportes realizados em projetos de reforços e melhorias, do contrato renovado, têm o adequado reconhecimento tarifário até final do contrato de concessão e garantia de indenização do valor não depreciado. Desta forma, a relicitação do contrato não causa a perda dos investimentos realizados,” explica o diretor-executivo de Estratégia e Desenvolvimento de Negócios da ISA Cteep, Claudio Domingorena.
Decreto não tem impacto na decisão de investimento. Claudio Domigorena, da ISA CTEEP: No caso da ISA Cteep, há R$ 18 bilhões (valor regulatório) de ativos totalmente depreciados. Mas a companhia bateu um recorde de aportes na modernização de seu parque instalado no ano passado, com investimento de R$ 1,2 bilhão em reforços e melhorias e crescimento de R$ 395,7 milhões (+48%) em relação a 2022. No período, foram substituídos 1.924 equipamentos, ante 1.112 (73%) do ano anterior.
Entre 2024 e 2028, a empresa planeja investir em torno de R$ 5 bilhões em cerca de 250 projetos de reforços e melhorias já autorizados pela Aneel, que vão adicionar uma Receita Anual Permitida de até R$ 850 milhões.
Já no primeiro trimestre de 2024, o valor investido na substituição de 449 equipamentos somou R$ 243,1 milhões, com crescimento de R$ 40,3 milhões (+19,9%) em relação ao primeiro trimestre do ano passado. Fonte e Imagem: CanalEnergia.

A conta de luz terá bandeira verde em agosto, sem custo extra aos consumidores, informou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) nesta sexta-feira (26).
Em julho, a tarifa estava sob bandeira amarela, com custo extra de R$ 1,88 a cada 100 kW/h consumidos.
Segundo a Aneel, a reversão ocorreu devido às condições favoráveis para a geração de energia elétrica no país. A bandeira permaneceu verde por 26 meses, de abril de 2022 a junho de 2024.
O diretor da agência, Sandoval Feitosa, explica que a expectativa de menor volume de chuva em julho acabou se confirmando, porém, o volume de precipitações na região Sul contribuiu para a reversão da cobrança extra em agosto.
O sistema de bandeiras tarifárias foi criado pela Aneel em 2015 para indicar, aos consumidores, os custos da geração de energia no Brasil. Ele reflete o custo variável da produção de energia, considerando fatores como a disponibilidade de recursos hídricos, o avanço das fontes renováveis, bem como o acionamento de fontes de geração mais caras como as termelétricas. Fonte e Imagem: CNN Brasil.

O relator, ministro Antonio Anastasia, apresentou o voto em sessão nesta quarta-feira (24), determinando que a agência apresente ao tribunal em até 60 dias um plano de ação que contemple medidas de aprimoramento e fiscalização relacionadas ao Artigo 28 da Lei 14.300, que trata sobre a caracterização da GD como produção de energia para consumo próprio.
O TCU também determinou que a agência conclua em até 90 dias a Tomada de Subsídios 18/2023, sobre o tema, realizando o diagnóstico do problema e que a avalie a necessidade de aperfeiçoamento de normativos afetos ao assunto.
GD por assinatura: O objetivo do tribunal é impedir a “comercialização” de energia elétrica por geradores enquadrados como GD, que usufruem dos benefícios da modalidade, mas que, na prática, não estariam gerando para autoconsumo.
No modelo de venda compartilhada de GD solar, ou a oferta de energia solar “por assinatura”, o consumidor não instala painéis solares em sua residência, mas compra cotas de um outro gerador solar que tem sobra de energia e, por meio de um sistema de compensação, consegue tarifas mais baratas.
Fiscalização: Em fase de oitiva, a ANEEL indicou à corte de contas que cabe à própria agência fiscalizar a empresa geradora, transmissora, distribuidora ou comercializadora de energia elétrica, com outorga concedida pelo poder público, e que as associações que sinalizam “comercialização” em propagandas, não necessariamente têm o negócio jurídico firmado.
Assim, indicou que a fiscalização da regularidade e conformidade de “associações, cooperativas e agremiações congêneres com o ordenamento jurídico e atuar no caso de eventual desvirtuamento no funcionamento dessas entidades” seria responsabilidade do TCU.
No entanto, a auditoria entende que, independentemente de qual espécie de entidade jurídica, a agência “deverá se ater à possibilidade da ocorrência de produção de energia, no âmbito do SCEE [Sistema de Compensação de Energia Elétrica], que não seja para consumo próprio”. Assim, destacou que a complexidade do tema não exime a agência da atuação na regulação e fiscalização do assunto.
Conflitos de interesse: A área técnica do tribunal ainda alertou sobre empresas do mesmo grupo econômico de distribuidoras estarem utilizando modelos de negócio de “assinatura solar”, “que resultam, na prática, na venda de energia elétrica dos geradores para consumidores regulados, situação vedada para o mercado cativo”. Isso representaria um potencial conflito de interesse.
Segundo o entendimento da auditoria, exposto no acórdão do tribunal, “caso se confirme o crescimento, notório e acelerado, da oferta de assinaturas solares, por partes relacionadas das distribuidoras estarão evidenciados os indícios, também crescentes, de fatos que possam configurar infração à ordem econômica e sobre os quais a ANEEL possui dever de vigilância”.
No entanto, o assunto “não foi objeto de encaminhamento específico no âmbito da representação, podendo, eventualmente, ser aprofundado em outra ação de controle do TCU”, destacou.
Amicus curiae: Por fim, a corte deferiu os pedidos da ABGD (Associação Brasileira de Geração Distribuída) e da Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica) para participar do processo como amicus curiae, a fim de que possam apresentar informações que irão contribuir com a análise do tema. Fonte e Imagem: Agência iNFRA

Para Silveira, as taxas de retorno dos investimentos das distribuidoras de gás “devem ser compatíveis com o risco do negócio, que é baixo”. “Não faz sentido uma distribuidora estadual de gás natural ter um retorno tão elevado, dado o baixo risco do negócio”, afirmou o ministro.
A fala de Silveira endossa o posicionamento da Agrese (Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Sergipe), que defende a redução da taxa de retorno da distribuidora de gás local, a Sergas, em uma revisão do contrato de concessão, vigente há 30 anos mas com vencimento previsto somente para 2044.
Mudança unilateral: As distribuidoras têm criticado a forma com que a mudança está sendo feita. O consultor jurídico da Abegás (Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado), Gustavo De Marchi, disse à Agência iNFRA que a questão não é o mérito, mas a pretensão de fazer uma mudança econômica no contrato de forma “unilateral” e sem estudo de impacto.
“Um contrato de concessão demanda mudanças de cláusulas regulatórias, cláusulas de serviço, mas estamos tratando de cláusulas econômicas. Não se pode mudar cláusula econômica de forma unilateral, sem mesmo ter estudo do impacto econômico”, disse
Segundo De Marchi, a proposta de alteração da taxa de remuneração representa uma quebra unilateral do equilíbrio econômico-financeiro da concessão, com impactos na segurança jurídica, aumento do risco regulatório e deterioração do ambiente de negócio.
Assim, ele entende que o poder concedente não possui autorização legal ou constitucional para promover tal modificação sem o acordo da distribuidora, caso contrário, esse seria um cenário de “alta segurança jurídica regulatória”.
Para De Marchi, seria importante considerar as negociações em andamento que permitirão à Energisa integrar o quadro societário da Sergas. Na sua visão, a participação da empresa no debate seria importante e agregaria na definição da taxa, considerando sua expertise como player relevante no setor de energia.
Aumento da oferta de gás: O ministro disse à imprensa após o evento que a “coragem” do governo sergipano em relação “à questão da regulação” faz parte do movimento do país para aumentar a oferta de gás natural.
“Nós precisamos aumentar a nossa produtividade, a nossa oferta, consequentemente, diminuir o preço para reindustrializar o Brasil. Como é que nós vamos fazer isso? Atacando todos os elos da cadeia, respeitando contrato, evidentemente, mas sentando na mesa e discutindo como é que nós vamos não deixar que nenhum monopólio, que nenhum interesse que não seja o interesse nacional prevaleça”.
Regulação de gasoduto: Outra iniciativa nesse sentido seria a regulação do gasoduto de escoamento da Petrobras, no Rio de Janeiro. Silveira disse que o governo está discutindo como chegar a um “bom termo” com a Petrobras sobre o custo do gasoduto.
“É aquele gasoduto que vem da plataforma até a estação de tratamento, que é a UPGN [Unidade de Processamento de Gás Natural], nós precisamos também regular esse gasoduto, também discutir os custos desse gasoduto a fim de diminuir o preço”, afirmou. Fonte e Imagem: Agência iNFRA

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, se juntou à Anatel (Agência Nacional de Telecomunicações) em críticas feitas a uma decisão da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) sobre extinguir processo que tratava do compartilhamento de postes entre os dois setores.
“O ministro se alinha com as preocupações da Anatel, de que decisões como a adotada hoje pela ANEEL protelem o interesse público de ter uma solução digna para a situação insustentável dos postes no Brasil e espera que a diretoria da ANEEL tenha a responsabilidade e senso de urgência necessários para cumprir com zelo sua importante função pública”, disse Silveira em nota divulgada na noite desta terça-feira (23).
Ontem, o Conselho Diretor da Anatel manifestou discordância sobre a decisão da ANEEL a respeito da decisão de extinguir o processo que tramitava. Segundo a reguladora do setor de telecomunicações, a agência de energia elétrica mostrou-se “distante do que era objeto de negociação e consenso entre ambas as agências”.
Antes disso, na manhã desta terça-feira, o colegiado da ANEEL decidiu extinguir o processo vigente e determinar nova instrução sobre o compartilhamento de infraestrutura a partir do Decreto 12.068/2024, que trata das diretrizes de renovação das concessões de distribuição de energia e endereça questões sobre o tema.
“A extinção representa um retrocesso na discussão do tema e trará impactos significativos na expansão da conectividade dos brasileiros”, diz a Anatel em nota divulgada, após a decisão da ANEEL.
“A decisão de arquivamento perpetua o estado crítico de desordem organizacional do uso de infraestrutura dos postes no país com terríveis consequências sociais e retarda o desfecho de um problema que precisa ser resolvido o mais rapidamente possível.”
Posteiro: A criação da figura do “posteiro”, um terceiro responsável pela exploração comercial da infraestrutura, foi um dos pontos de impasse que postergou a decisão da diretoria. No entanto, a Anatel já aprovou processo em outubro de 2023 e, no seu entendimento, a decisão está “em plena conformidade com a política pública fixada no Decreto nº 12.068, de 20 de junho de 2024”.
O decreto diz que as distribuidoras “deverão ceder à pessoa jurídica distinta o espaço em infraestrutura de distribuição, as faixas de ocupação e os pontos de fixação dos postes das redes aéreas de distribuição destinados ao compartilhamento com o setor de telecomunicações”.
Para o diretor-geral da ANEEL, Sandoval Feitosa, autor do voto-vista aprovado pela agência, o texto do decreto “merece interpretação e aprofundamento”, tendo em vista que fala da cessão do “espaço em infraestrutura de distribuição” para terceiro, “mas não se fala em obrigatoriedade da cessão da atividade de exploração da infraestrutura de distribuição”. Assim, não pacifica o debate sobre a criação da figura do posteiro.
Assim, o diretor entende que há um novo comando legal que não foi abarcado no parecer jurídico inicial sobre o tema, e que precisaria de nova análise.
Compartilhamento de infraestrutura O aprimoramento da resolução conjunta das duas agências sobre compartilhamento de postes é debatido desde 2021. Em outubro do ano passado, a Anatel e a ANEEL pautaram o processo com o mesmo voto para deliberação no mesmo dia.
Apesar da aprovação da agência de telecomunicações, houve pedido de vista pelo diretor Fernando Mosna para o voto do ex-diretor Hélvio Guerra.
O voto do diretor Mosna, apresentado antes da publicação do decreto, dizia que a cessão do poste para um terceiro só deveria ocorrer quando a distribuidora de energia desistisse do direito de exploração, ou quando a ANEEL comprovasse “a prestação inadequada de serviço, o abuso de direito ou de poder de mercado”. Na ocasião, Sandoval Feitosa pediu vista do voto apresentado.
Leia a nota divulgada pelo ministro Silveira na íntegra: “O Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, esclarece que as políticas públicas relacionadas ao compartilhamento de postes entre as áreas de energia elétrica e telecomunicações têm o objetivo de resguardar o interesse público, incluindo a segurança das pessoas, tendo em vista a situação caótica facilmente observada em todos os Municípios brasileiros com relação a utilização desordenada dos postes.
A publicação do Decreto n° 12.068, de 2024, veio responder a uma demanda da sociedade brasileira e dos administradores municipais para trazer uma solução estruturada entre os setores de energia e telecomunicações, que traga organização do compartilhamento da infraestrutura de postes, em prol da segurança, da aparência das áreas urbanas e funcionamento das redes de energia e telecomunicações.
O Ministro se alinha com as preocupações da ANATEL, de que decisões como a adotada hoje pela ANEEL protelem o interesse público de ter uma solução digna para a situação insustentável dos postes no Brasil e espera que a diretoria da ANEEL tenha a responsabilidade e senso de urgência necessários para cumprir com zelo sua importante função pública.
Ademais, o ministro ressalta que a agência deve cumprir o decreto do Presidente da República e o seu papel regulador, respeitando o formulador de política pública, que é o MME”. Fonte e Imagem: Agência iNFRA.

A Isa Cteep (TRPL4) informou nesta quarta-feira (24), em comunicado ao mercado, que a Eletrobras (ELET3; ELET6) passou a deter 112.599.036 ações preferenciais (PN) da companhia, equivalente a 28,08% do total de ações PN de emissão da Isa Cteep.
A participação acionária considera a liquidação da oferta pública de distribuição secundária de 93 milhões de ações PN da companhia. Antes da oferta, a elétrica detinha 52,48% das ações PN emitidas pela transmissora, conforme mostrou o Broadcast em novembro de 2023.
Já a controlada Eletrobras Participações é titular de 25.106.829 ações ON, equivalente a 9,73% do total de ações ordinárias de emissão da Isa Cteep, e 4.800.800 ações PN, equivalente a 1,20% do total de ações preferenciais de emissão da companhia.
A Eletrobras ressalta que o objetivo das participações societárias é estritamente de investimento, não objetivando alteração do controle acionário ou da estrutura administrativa da empresa.
Também não foram celebrados quaisquer acordos pela Eletrobras que regulem o exercício de direito de voto ou a compra e venda de papéis emitidos pela Isa Cteep. Fonte e Imagem: Estadão | E-investidor.

Foi o que destacou Bruna Mascotte, conselheira sênior da Catavento, no evento organizado pelo jornal O Globo, Valor Econômico e a Rádio CBN, como parte das discussões preparatórias para a cúpula de líderes do G20, prevista para novembro deste ano.
O evento, na manhã desta terça-feira (23), está focado em desenvolvimento sustentável e inclusão social. O encontro está acontecendo na Casa de Cultura Laura Alvim, em Ipanema.
Para ela, esse precisa ser o foco para os próximos anos, para que a desigualdade em investimentos para a transição energética diminua gradualmente.
'O mundo está aumentando os seus investimentos em energias limpas, o que é muito positivo para a transição energética, mas o desafio é que isso está concentrado em alguns países. E aí a gente fala da questão do desenvolvimento justo e sustentável', declarou.
'Olhando para países emergentes em desenvolvimento, a gente só está atraindo 15% desses investimentos totais. Então a gente precisa alcançar e desenvolver alternativas e soluções para endereçar por que esse dinheiro não está chegando onde precisa. Também nesses países que precisam fornecer energia estável, firme, acessível para o seu desenvolvimento e de baixo carbono, dado que a gente tem emergência climática para lidar.'
O objetivo do evento é discutir maneiras de levantar recursos para combater a pobreza e as mudanças climáticas, e como aplicar políticas de desenvolvimento social.
A programação inclui dois painéis principais: "Levantando recursos contra a pobreza e pelo meio ambiente", às 10h, e está acontecendo agora.
Na abertura, Morgan Doyle, representante do Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) no Brasil, e Pedro Ferreira de Souza, sociólogo e pesquisador do Ipea, falaram da importância do Brasil e no exemplo do país para o mundo.
'Uma série de elementos que o Brasil tem trazido para o mundo que são fantásticos. Bolsa Família, que realmente já foi levada para 100 países, o CadÚnico, a questão do SUS, que eu vejo em muitos países, o programa de vacinação popular', declarou Doyle.
'Os últimos 10 anos, o período até antes da pandemia, para a gente foi muito ruim em termos de evolução dos indicadores de pobreza. A gente passou uma década que foi basicamente uma década perdida dos anos 10, mas nos últimos anos a gente teve algumas inovações muito grandes que a gente espera que vão dar resultado no curto prazo. Então eu acho que o Brasil está se cacifando para voltar a ser uma influência internacional muito grande nessa disseminação de boas práticas', relatou Pedro Ferreira de Souza.
O segundo painel, intitulado "A Aliança Global contra a Pobreza e a Fome e novos caminhos para as políticas sociais", também acontece nesta terça.
Esse vai contar com a presença de Wellington Dias, Ministro do Desenvolvimento Social, e Viviana Santiago, diretora-executiva da Oxfam. O evento espera promover debates sobre soluções práticas.
A série de discussões que vêm acontecendo no Brasil até a cúpula do G20 é parte de um esforço para encontrar respostas colaborativas e eficientes para desafios globais. Fonte e Imagem: Rádio CBN.

A temporada de resultados do segundo trimestre de 2024 (2T24) começa nesta terça-feira (23), depois do fechamento, para o setor de utilities (concessões de serviços públicos, como energia e saneamento), com os números da Neoenergia (NEOE3) depois do fechamento. A expectativa para as companhias do setor elétrico é de um trimestre neutro para as companhias do setor.
O Santander destaca expectativas de volume sólido para distribuição. O segmento será favorecido pelo clima mais quente no Brasil, que deve manter o consumo de energia em alta, segundo o banco.
Para geradoras, houve um aumento de 7,5% em relação ao ano anterior, publicado pelo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), somado ao aumento de geração eólica em 18,6% e de geração solar em 84,6%.
O Santander destaca, no entanto, que operadoras de energia renovável devem ser impactadas por restrições de operação.
Temporada de resultados: em quais ações e setores ficar de olho no 2T24? Para as transmissoras, não deve acontecer impacto significativo no trimestre. O único ponto de atenção destacado na análise é o ajuste inflacionário positivo na receita anual permitida.
Neoenergia – 23 de julho: O balanço da Neoenergia (NEOE3), que marcará o início da safra, deve vir com dados positivos pelos resultados de distribuição, de acordo com analistas. No entanto, alguns efeitos podem ser compensados por pontos gerados pelos reajustes anuais de concessões.
A redução da Parcela B após os reajustes anuais das concessões vinculadas ao IGP-M e pelo aumento dos custos operacionais em algumas concessões, no entanto, podem parcialmente compensar os efeitos positivos.
Na área de geração, a expectativa é de bons resultados das hidrelétricas devido aos baixos custos de compra de energia em um cenário hidrológico favorável. Para a frente de energia eólica, ventos favoráveis em velocidade e o aumento da capacidade instalada na WPP de Oitis resultaram em um crescimento de 13%. Já a geração solar cresceu 4,7%, impulsionada por uma melhor irradiação.
Para o Itaú BBA, a prévia operacional indicou aumento sólido de 8,2% no volume faturado para as distribuidoras. “Em relação às perdas de energia, espera-se que o indicador permaneça em linha com os números apresentados no primeiro trimestre, mas não se descarta uma leve deterioração devido aos volumes não faturados causados pela demanda muito alta”, considera a análise.
O banco antecipa resultados positivos para o negócio de distribuição. Nas estimativas, no entanto, a projeção é de queda de 23,6% no lucro líquido na comparação anual, para R$ 556 milhões. O Ebitda e a receita, no entanto, devem apresentar alta. Fonte e Imagem: InfoMoney.

De janeiro a junho deste ano, começaram a operar no Brasil 168 usinas de geração de energia, num incremento de 5,6 GW na matriz energética brasileira, segundo dados da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica). Trata-se de um aumento de 18,7% em relação a igual período de 2023, e um recorde para os últimos 27 anos.
Essa alta foi puxada pelo desempenho das usinas de energia solar fotovoltaicas e as eólicas, segundo o relatório divulgado pelo órgão no dia 18 deste mês. Juntas, elas somaram 92,3% de tudo que foi instalado no país neste ano.
Só em junho, a matriz energética brasileira teve um incremento de 889,51 MW, resultado da entrada em operação de 27 novas usinas. Desse total, 451,15 MW foram provenientes de 10 centrais solares fotovoltaicas, e 292,8 MW, das 13 eólicas. As 4 usinas termelétricas acrescentam 145,56 MW ao sistema.
Agora, a matriz energética brasileira conta com 203,9GW. Pelas projeções da agência, o acréscimo total deve chegar a 10,1 GW, já somado o desempenho do primeiro semestre.
Projeções para o ano: Os dados divulgados pela Aneel são relativos à geração centralizada, o modelo que reúne as grandes usinas. Se forem somados ao cálculo o acréscimo da geração distribuída de fontes solares, aquela onde os painéis estão instalados nos telhados das residências e comércios, quintais e garagens, o número geral é maior do que o divulgado pela Aneel.
Pelo acompanhamento da Absolar (Associação Brasileira de Energia Fotovoltaica), somando as grandes usinas solares e os sistemas de geração própria de energia, a fonte solar adicionou 7GW na matriz elétrica nacional só no primeiro semestre deste ano.
Com isso, ainda segundo a Absolar, a fonte solar chegou a 44GW de potência instalada. Do total, 30GW são da distribuída (telhados e afins), e, outros 14GW, de grandes usinas.
As projeções do setor para o ano de 2024 indicavam um acréscimo de 9,3GW só de energia solar. O número é considerado conservador, uma vez que 37,38% de todas as usinas em construção do país terão como fonte a energia solar. Daquelas projetadas e que ainda não tiveram construção iniciada, as fotovoltaicas respondem por 82,67% do total. Fonte e Imagem: Estadão.

As perdas comerciais tiveram aumento de 0,3 ponto porcentual em 2023 na comparação com 2022, ficaram em 6,7% . Já as perdas técnicas apresentaram alta de 0,1 p.p nessa mesma base de comparação alcançaram 7,4% do total. Em volumes foram 38,2 TWh e 42 TWh, respectivamente. As perdas totais somaram 14,1% da energia injetada em 2023 ante os 13,7% de 2022. Os dados são da Agência Nacional de Energia Elétrica e constam do relatório Perdas de Energia Elétrica na Distribuição, edição de 2024. A publicação traz um apanhado onde aponta que os índices estão dentro da média desde 2008 (com exceção a 2009 com a crise financeira global e em 2020 com a pandemia).
Segundo a agência, as perdas não técnicas regulatórias, que são reconhecidas nas tarifas, foram da ordem de 27,3 TWh. Para efeitos de comparação, o consumo residencial da região Sul em 2023 foi de 26,9 TWh, segundo o Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2024 da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Por região geográfica, o Norte é que apresenta o maior índice real de perdas não técnicas com 19,8% e as técnicas com 10,2%. No Sul está o menor, com apenas 3% e 5,9%. Já por concessionária a Equatorial PA é a que apresenta maior índice de perdas técnicas com 11,9% do total injetado. Já em perdas não técnicas reais a Light é disparada a que tem maior índice, com pouco mais de 21%. Em segundo lugar vem a Amazonas Energia com quase 12%. As duas respondem por 32,8% dos desvios. As 10 distribuidoras com maiores montantes de perdas respondem por 70,9% das perdas não técnicas do Brasil.
Impacto financeiro: O custo aproximado das perdas técnicas, obtido pela multiplicação dos montantes pelo preço médio da energia nos processos tarifários em 2023, sem considerar tributos, foi de R$ 10,3 bilhões. Essas perdas, inevitáveis em qualquer sistema de distribuição, são repassadas aos consumidores, já se considerando a operação eficiente das redes e, portanto, não são passíveis de maiores reduções. Já as perdas na rede básica na distribuição totalizaram aproximadamente R$ 1,7 bilhão nos processos tarifários de 2023.
As perdas não técnicas regulatórias, obtidas pela multiplicação dos montantes pelo preço médio da energia de 2023, resultaram em custo aproximado de R$ 6,9 bilhões, o que representou 2,9% da receita requerida ou 9,5% da Parcela B das distribuidoras, variando conforme a concessionária. Já as perdas não técnicas reais no país representaram um custo da ordem de R$ 9,9 bilhões. Fonte e Imagem: CanalEnergia.

A decisão, assinada neste mês, evita que o consumidor brasileiro pague ao menos R$ 129 milhões extras na conta de luzência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) a ressarcir usinas solares e eólicas por cortes de geração ordenados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A decisão, assinada neste mês, evita que o consumidor brasileiro pague ao menos R$ 129 milhões extras na conta de luz, segundo estimativa do processo.
O cálculo foi feito no fim de 2023 pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que analisou o custo de cortes determinados pelo ONS a fim de estabilizar o sistema. As interrupções aconteceram de outubro de 2021 a outubro de 2023. Só as usinas eólicas foram consideradas na estimativa.
Boa parte dos cortes foi ordenada no ano passado, após o apagão de agosto que atingiu 26 das 27 unidades da federação. Segundo o ONS, esse apagão ocorreu por falhas em equipamentos de usinas eólicas e solares. Essas fontes sofrem com intermitência e geram instabilidade no sistema, em um cenário diferente ao da geração hidrelétrica, por exemplo.
Em novembro, a Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeolica) e a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) haviam obtido na Justiça Federal uma decisão que previa a compensação pelos cortes de geração.
Agora, o desembargador Alexandre Machado, do TRF-1, atendeu a um pedido da Aneel e considerou que o caso não precisa ser decidido imediatamente. A Aneel apontou que a decisão anterior traria “potencial risco sistêmico”, e que os custos seriam repassados ao consumidor. Fonte e Imagem: Portal Metrópoles

O Brasil foi destaque no mais novo relatório da Agência Internacional de Energia (AIE), publicado na última quinta-feira (18) e intitulado como “Investimento Mundial em Energia”.
Segundo o documento, os investimentos em energia renovável cresceram significativamente. O total investido em energia limpa já é o dobro do valor aplicado em combustíveis fósseis.
Para os pesquisadores da agência, as ações do Brasil na presidência do G20 ajudaram a impulsionar a injeção de capitais no setor ao redor mundo. Países emergentes começaram a investir ativamente em energia verde.
“Sob a presidência brasileira do G20 em 2024, o grupo começou a trabalhar para ajudar os países emergentes a desenvolverem sistemas eficazes de energia limpa, assim, esses países podem participar mais ativamente no lançamento de novas tecnologias do setor”, informa a AIE no estudo.
Pela primeira vez na história, o investimento global em energia está previsto para atingir os US$3 trilhões – aproximadamente 7 % superior ao recorde registrado no ano passado, que foi de US$ 2,8 trilhões.
Além da influência externa, o Brasil também foi destaque pelas ações internas. Os especialistas deram destaque para os investimentos brasileiros em biocombustíveis, linhas de transmissão e carros elétricos.
Os planos brasileiros para a produção de hidrogênio verde, como a aprovação do Marco Legal, que regulamenta o setor, foram citados pela agência.
“Muitos países também estão desenvolvendo estratégias de hidrogênio de longo prazo e implementando projetos-piloto, especialmente o Brasil”, concluiu o relatório.
Fonte e Imagem. Canal Energia.

A transição energética e seus impactos no setor elétrico brasileiro foi o foco do Congresso de Inovação na Distribuição de Energia (CIDE), evento organizado pelo Grupo O Setor Elétrico, em parceria com o Instituto Abradee da Energia. Durante dois dias, especialistas de diversas áreas do segmento de distribuição se revezaram em painéis e palestras, abordando temas como modernização do setor, os avanços em smart grids e em sistemas de armazenamento, resiliência energética diante das condições climáticas extremas, incorporação de novas e disruptivas tecnologias, dentre outros assuntos que integram a agenda dos stakeholders que compõem a cadeia de GTD – Geração, Transmissão e Distribuição de energia elétrica.
Para o presidente da ABRADEE, Marcos Madureira, a realização do CIDE 2024 mostra a importância de evidenciar as discussões mais importantes no cenário da distribuição de energia elétrica no Brasil. “A troca de conhecimentos, a discussão de tendências e a apresentação de inovações são essenciais para que o setor continue a evoluir e a atender às demandas de uma sociedade cada vez mais digital e sustentável”, considera Madureira.
Na primeira mesa de abertura do evento, o diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Ricardo Tilli, aproveitou a oportunidade para anunciar a realização de consulta pública sobre sistemas de armazenamento de energia, prevista para o início do segundo semestre deste ano. “Minha expectativa é que a ANEEL inicie a consulta pública no começo do segundo semestre e finalize a primeira parte da regulamentação até dezembro de 2024. A questão da outorga é importante, pois precisamos definir que tipo de outorga essas baterias terão e onde elas estarão localizadas. A primeira premissa é que baterias não geram energia, então elas não podem ter uma outorga de gerador”, adiantou Tili.
Participando do painel com o tema “O que nos reserva o futuro da distribuição de energia?”, o diretor da Neoenergia, Fabiano da Rosa Carvalho, falou do papel das distribuidoras para a expansão da geração de energia no país e defendeu maior isonomia nos contratos de concessão. “Durante muitos anos, as distribuidoras foram quem garantiram a expansão da geração através dos contratos de longo prazo. Hoje, já existe a figura do contrato de reserva de capacidade que pode vir a sanar, vamos dizer assim, uma forma de que tanto o mercado regulado quanto o livre paguem pela expansão, mas tem um conjunto de contratos legados que precisa de um tratamento. E esse tratamento envolve mais isonomia, quer dizer, como é que você distribui melhor esses custos”, explicou Carvalho.
Novos insights: Um dos momentos mais aguardados do evento foi a participação do renomado publicitário Nizan Guanaes, que convidou o público a fazer uma reflexão sobre a importância da inovação e adaptação para as transformações do futuro, baseado em três pilares: o que deve ser mantido; as transformações necessárias; e por fim, que futuro deve ser construído?.
O publicitário chamou a atenção dos congressistas para as possibilidades infinitas de utilização dos ativos do setor elétrico, como os postes, por exemplo, que estão espalhados pela cidade, para criar maior interação com a comunidade e apoiar causas sociais. “O setor elétrico está no meio da cidade, em todos os lugares, então, precisamos fazer com que as pessoas se lembrem que nossos serviços funcionam, porque do contrário, elas esquecem”,comenta.
Resiliência energética versus condições climáticas extremas: Ainda no primeiro dia do Congresso, o ex-vice-presidente da Florida Power & Light (FPL), empresa norte-americana fornecedora de energia, compartilhou as experiências vivenciadas nos Estados Unidos para o enfrentamento de eventos climáticos extremos, no que tange à resiliência das redes e dos sistemas elétricos.
Como forma de combater futuros eventos climáticos extremos, a Florida Power & Light criou em 2006 o “Storm Secure Program”, uma iniciativa que substitui linhas de energia aéreas por linhas subterrâneas para melhorar a confiabilidade da rede elétrica. “O programa faz parte dos esforços da FPL para fortalecer sua rede contra tempestades. As linhas subterrâneas são menos suscetíveis a danos causados por árvores e outros detritos, além disso, uma rede mais resistente para eventos climáticos extremos, é também mais eficiente para o uso diário”, disse.
Tema cada vez mais recorrente nas discussões do setor elétrico, a inteligência artificial (IA) foi destaque no CIDE, com a participação de Domenico Machado, Industry Advisor Energy do Google Cloud, que apresentou uma variedade de serviços que a ferramenta de IA da empresa oferece ao setor elétrico, que passa pela infraestrutura em nuvem, cujo objetivo é hospedar dados e aplicativos de forma segura e escalável. O executivo citou ainda outras funcionalidades para o setor elétrico, tais como: manutenção preditiva; atendimento ao cliente; redução de perdas de rede; e otimização da geração de energia.
Arena Inovação: Uma das novidades do CIDE 2024 foi a “Arena Inovação”, um espaço dedicado às startups do setor elétrico, que puderam apresentar aos participantes da feira duas soluções e serviços inovadores para o segmento de distribuição. No total, 15 startups utilizaram o espaço para compartilhar seus projetos. Felipe Ramalho, Customer Success da Energia das Coisas, levou ao evento soluções para controle de energia, gerenciamento de gastos e monitoramento de consumo e desperdícios.
“A Energia das Coisas combina a coleta de dados elétricos de instalações com o armazenamento em nuvem e aplicativos desenvolvidos para oferecer uma experiência relevante aos usuários de energia, especialmente aqueles de baixa renda. Isso ajuda os usuários a entender como consomem energia e a ajustar seu consumo de acordo com sua capacidade financeira para pagar a conta de energia” explicou Ramalho.
Também foram apresentadas soluções para monitoramento e otimização de energia (Enline) aplicativos e soluções tecnológicas para o planejamento da manutenção de árvores e limpeza de faixa (Imagery), utilização de dados de medidores, tanto inteligentes quanto convencionais (Fox IoT), dentre outras.
Trabalhos técnicos: Outra novidade desta edição foi a apresentação de trabalhos técnicos por acadêmicos e profissionais do setor. Um dos trabalhos de destaque apresentados foi o do fundador da CONPREN Nova Energia, Luiz Carlos Santini, com o estudo “Eletrificação da economia e eficiência energética”, que trata do impacto dos veículos elétricos nas redes de energia, no Brasil e em outros países.
O gerente Corporativo de Pesquisa e Desenvolvimento da Neoenergia, José Antonio de Souza Brito, apresentou no evento o GODEL Conecta, sistema para avaliação da capacidade da rede elétrica para conexão de geração distribuída. “Trata-se de um aplicativo que disponibiliza mapas interativos de capacidade de acomodação de geração distribuída à rede elétrica como recurso de auxílio ao planejamento de expansão e avaliação de pedidos de conexão de minigeradores distribuídos, proporcionando ainda melhorias no atendimento ao cliente auxiliando-o na consulta e prospecção de seus empreendimentos”, detalhou.
Feira de negócios: Com 27 estandes e 32 patrocinadores, a feira de exposição do CIDE levou aos participantes do evento as grandes novidades tecnológicas da indústria do segmento de distribuição de energia, criando um ambiente rico para novos negócios e captação de clientes.
Participando como expositor no evento, o managing partner da Fu2re Smart Solutions, André Sih, avaliou como produtiva e estratégica a participação da empresa no evento. “Tivemos a oportunidade de fortalecer negócios juntamente com nossos parceiros NVIDIA e Advantech. Considero o investimento realizado muito positivo, tanto pelas oportunidades que surgiram, quanto pela chance de acompanhar palestras de pessoas proeminentes do setor elétrico”.
O coordenador de marketing da Landis+GYR, Vinicius Belmonte, também avaliou positivamente a participação da empresa no CIDE. “O evento nos permitiu encontrar nossos parceiros, trocar conhecimentos e explorar novas possibilidades de negócio. Apresentamos nosso portfólio atual, destacando o Magno, o Revelo e Soluções Inovadoras para o Gerenciamento de Frota Elétrica. Estamos ansiosos para a próxima edição”.
O nível técnico do público presente no evento, bem como a qualificação dos visitantes da feira, foram destacados pelo Gerente Geral da S&C Electric Company, Marcelino Costa. “Quero dar destaque ao público muito qualificado que esteve presente no CIDE e também em escala muito maior quando comparado à edição anterior. Fiquei feliz com as palestras nacionais e internacionais que elevaram as discussões técnicas para o mais alto nível.”
Avaliação semelhante foi do diretor comercial da PEXTRON, Uriel Horta. “O CIDE superou todas as expectativas. A organização, as palestras e o local foram excelentes, trazendo resultados positivos para a Pextron com ótimos contatos e leads. Acredito que a próxima edição será ainda maior, dado o interesse de muitas empresas em participar”.
Já o gerente corporativo de P&D da Neoenergia, José Brito, chamou atenção para o ambiente de estímulo e para as oportunidades de apresentação de programas de desenvolvimento e inovação. “Um evento que deu para mostrar as soluções tecnológicas que contribuem para a modernização do setor elétrico”.
Fonte e Imagem: O Setor Elétrico.

Com 168 novas usinas de geração de energia em funcionamento, o Brasil fechou o primeiro semestre de 2024 com um incremento de 5,7 gigawatts (GW) de potência instalada na matriz elétrica. O número representa um aumento de 18,7% em relação ao primeiro semestre de 2023 e um recorde nos últimos 27 anos para o período.
Apenas em junho deste ano, houve um incremento de 889,51 megawatts (MW) com a entrada em operação de 27 usinas, sendo 13 eólicas, 10 fotovoltaicas e quatro termelétricas.
A matriz elétrica é o conjunto de fontes disponíveis para a geração de energia elétrica em um país, como hidrelétricas, usinas eólicas, solares e termelétricas.
Expansão: Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a previsão de crescimento da geração de energia elétrica do país para 2024 é de 10,1 GW, menor que a do ano passado, quando houve crescimento de 10,3 GW.
Atualmente, a capacidade instalada de energia elétrica do Brasil, ou seja, a quantidade máxima de produção de energia do país, soma 203,8 gigawatts. Desse total em operação, 84,62% das usinas são consideradas renováveis.
As quatro maiores fontes renováveis que compõem a matriz de energia elétrica brasileira são a hídrica (53,88%), eólica (15,22%), biomassa (8,31%) e solar (7,2%). Entre as fontes não renováveis, as maiores são gás natural (8,78%), petróleo (3,92%) e carvão mineral (1,7%). Fonte e Imagem:

A diretoria da Aneel conseguiu aprovar os reajustes tarifários das distribuidoras gaúchas Eletrocar e Demei na tarde desta terça-feira, 16 de julho, após um impasse quedurou horas, em razão do empate na votação entre os diretores. A deliberação só foi possível depois que as empresas desistiram de pedir a retirada da tarifa de uma receita de compartilhamento de infraestrutura faturada, mas não paga pela operadora Oi.
O reajuste da Eletrocar resultou em redução média de 8,24% nas tarifas, com quedas de 14,02% em média na alta tensão e de 6,62% em média na baixa tensão. Já os clientes do Demei terão suas tarifas reduzidas em 6,76% na média, com efeito redutor médio de 3,14% na alta tensão e de 7,62% para os da baixa tensão. Os novos valores serão aplicados a partir de 22 de julho.
A situação expôs, mais uma vez, as dificuldades que a agência tem enfrentado na aprovação de processos administrativos, quando não há unanimidade ou formação de maioria para votar a favor ou contra. Há uma vaga emaberto na diretoria do órgão, o que tem feito a diferença e deixado alguns processos em uma espécie de limbo decisório.
Inadimplência: A inadimplência da empresa de telefonia em relação ao contrato com as concessionárias de energia elétrica soma R$ 1,7 milhão, no processo tarifário de 2024. Segundo o Demei o valor em aberto é de R$ 768 mil, enquanto Eletrocar informou que tem faturas não pagas de R$ 960 mil, somente no últimos 12 meses.
O calote da Oi, que está em recuperação judicial, começou em 2019 no caso da Eletrocar, e em 2022, no contrato com o Demei. Pelas regras em vigor, 60% da receita auferida pelas distribuidoras com a prestação de outros serviços deve ser capturada para a modicidade tarifária. A proposta do relator do processo, Fernando Mosna, era de que o valor não pago fosse excluído do cálculo tarifário, oque daria uma diferença pequena em relação aos percentuais que acabaram sendo homologados, mas significativa para o caixa das empresas, que são de pequeno porte. “Nós estamos saindo, no caso da Demei, de -6,76% para -6,35%. No caso da Eletrocar, estamos saindo de -8,24% para 7,69%”.
Ele foi acompanhado pelo diretor Ricardo Tili, mas os diretores Agnes da Costa e Sandoval Feitosa, manifestaramo receio de que se abrisse um precedente, usado por empresas de outras regiões como argumento para reivindicar o mesmo tratamento. Eles propuseram que se prorrogasse as tarifas atuais, mas os outros dois diretores foram contra, usando o mesmo argumento de abertura de precedente. A prorrogação da vigência de tarifas são aprovadas pela Aneel quando há solicitação da distribuidora.
Todos concordaram, no entanto, que a pior situação seria não ter a tarifa definida, pois na inexistência de uma decisão, a própria concessionária poderia arbitrar o valordas tarifas. Fonte e Imagem: Canal Energia

A energia eólica offshore pode representar uma opção de “proteção energética” para o Brasil diante de secas cada vez mais recorrentes que prejudicam a geração hídrica, ainda a principal fonte da matriz elétrica nacional, segundo um estudo sobre o tema realizado pelo Banco Mundial (BM) e entregue ao Ministério de Minas e Energia.
A análise da instituição destaca o potencial da eólica offshore como “a nova energia hidrelétrica do Brasil” — uma fonte que poderia atenuar a variabilidade da geração hidrelétrica ao longo do ano, e que, se adotada em larga escala, poderia constituir parte intrínseca da base de geração limpa do país.
O estudo apontou que, comparando a produção real de energia hidrelétrica com a produção simulada de energia eólica offshore durante um período de sete anos, a produção eólica offshore seria maior nos meses em que os níveis hídricos estivessem mais baixos.
“Segundo a análise, a variabilidade anual da energia eólica offshore seria significativamente inferior à da energia hidrelétrica em grande parte do país. Logo, se implementada em grande escala, a energia eólica offshore pode oferecer uma ‘proteção energética’ para anos com secas inusitadas, como foi observado, por exemplo, na última década”, diz o relatório.
O Banco Mundial ressaltou, porém, que as eólicas offshore só seriam capazes de compensar a variabilidade da produção hídrica se atingirem escala suficiente, com uma aposta mais agressiva do país na fonte do que o atualmente vislumbrado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
O cenário-base do estudo considera as projeções atuais da EPE, que apontam uma adoção “modesta” da energia eólica offshore, com 4 gigawatts (GW) operacionais em 2035 e 16 GW até 2050.
Isso significaria investimentos de cerca de US$ 40 bilhões até 2050 para construção dos parques no mar, com um uso de apenas 1,2% do leito marinho disponível, principalmente no Nordeste.
O Brasil apresenta um enorme potencial para exploração de energia eólica offshore e já tem quase 100 projetos, que somam cerca de 230 GW de potência, com pedido de licenciamento ambiental junto ao Ibama, mas todos ainda em estágios iniciais de desenvolvimento.
A tecnologia atrai a atenção de grandes empresas, desde petroleiras até geradoras de energia elétrica, que apontam como o principal impeditivo para tirar os empreendimentos do papel a falta de um marco regulatório para o segmento. Há uma proposta em tramitação no Congresso, mas a inclusão de uma série de emendas “jabutis” no texto acabou dificultando sua aprovação.
Além disso, os custos para construção dos parques e aquisição dessa energia ainda são bem mais elevados se comparados com o de outras fontes renováveis, como as eólicas em terra e a solar.
Segundo o relatório do Banco Mundial, considerando metas de alto volume e condições apropriadas, o custo da energia eólica offshore poderia cair de 344 reais por megawatt-hora (MWh) calculado para os primeiros projetos — cerca de 50% acima dos preços das energias solar e eólica onshore — para uma faixa de 279 a 215 reais/MWh até 2050, valores já competitivos frente às outras fontes.
O estudo traça ainda um cenário “intermediário” e um “ambicioso” para a fonte no Brasil, considerando mais capacidade instalada entrando em operação até 2050.
Esses níveis mais altos de penetração da eólica offshore exigiriam, por exemplo, obras de modernização do sistema de transmissão, investimentos maiores em infraestrutura portuária e reforços da cadeia de suprimentos para fornecimento de turbinas, apontou o relatório.
Do ponto de vista ambiental e social, o Banco Mundial avaliou que, no cenário-base, os impactos seriam relativamente baixos, dado o uso limitado do leito marinho disponível.
Já nos cenários de maior penetração da fonte, os impactos seriam maiores, principalmente se o desenvolvimento se estender para o Sul, onde o potencial da eólica offshore encontra-se, quase em sua totalidade, numa área marinha ecológica ou biologicamente significativa (EBSA). Fonte e Imagem: CNN Brasil

O MME (Ministério de Minas e Energia), em parceria com a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), reuniu diversos agentes e instituições do setor elétrico em um grande fórum, em São Paulo (SP), na última sexta-feira (12).
Com o tema “Justiça Tarifária e Liberdade do Consumidor”, o encontro buscou ouvir as associações sobre temas complexos, como a reestruturação do arcabouço regulatório do mercado de energia sem transferir mais custos para os consumidores brasileiros.
Em todos os pronunciamentos, os palestrantes defenderam a urgência de selar um pacto entre os agentes para corrigir distorções que encarecem a tarifa de energia.
Silveira afirmou que as soluções vêm sendo debatidas democraticamente há mais de um ano, com o objetivo de apresentar um projeto de lei ou uma medida provisória que promova a sustentabilidade do setor elétrico.
“O que eu venho pedir é que, ao invés dos lobbies serem individuais, sejam coletivos, em favor de buscarmos soluções que não apenas transfiram para a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) o custo dos subsídios das fontes incentivadas e das políticas públicas”, completou o ministro de Minas e Energia.
Para o Deputado Federal Arnaldo Jardim, o setor não pode continuar resolvendo problemas isoladamente, mas deve buscar o equilíbrio entre mercado cativo e livre.
Mário Menel, presidente do FASE (Fórum das Associações do Setor Elétrico), disse que o setor precisa parar de “caminhar para o precipício“, interrompendo o ciclo de adicionar mais encargos na conta de energia.
O executivo destacou como exemplo o EER (Encargo de Energia de Reserva), que em 2030 chegará a R$ 47 bilhões por ano, superior à CDE.
De acordo com Paulo Pedrosa, presidente da ABRACE, o setor elétrico abriga interesses contrários aos consumidores e à sociedade, promovendo arbitragens que ampliam as distorções e estimulam uma corrida por novas oportunidades de alto retorno e baixo risco, resultando no aumento da tarifa para os consumidores e na piora do ambiente geral de negócios.
Para Luiz Eduardo Barata, presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, o problema é que o discurso aponta para uma direção, mas na prática o setor está indo na contramão. Ele cita como exemplo o PL das eólicas offshore, que pode acrescentar mais R$ 25 bilhões por ano na conta do consumidor.
Em 2023, os subsídios representaram 13,21% da tarifa de energia, somando um total de R$ 40 bilhões. “Existe a necessidade de alocar de forma justa e correta os custos dos subsídios”, afirmou Marise Pereira, presidente da ABRAGEL.
Elbia Gannoum, presidente da ABEEólica, disse que não dá mais para criar mecanismos de incentivos na tarifa do consumidor. “Precisamos voltar aos fundamentos e fazer um desenho de política pública que atenda aos desejos da sociedade.”
Para Rodrigo Sauaia, presidente da ABSOLAR, é muito importante que haja um pacto em prol do setor elétrico, desde que os acordos sejam cumpridos. Ele cita dois casos concretos em que os acordos não foramrespeitados.
A Lei 14.120/2021, que estipula o encerramento dos descontos da TUST e TUSD para usinas renováveis, previa uma contrapartida a ser implementada até 2022, que era a valoração e a incorporação dos atributos ambientais das fontes.
O executivo afirmou que esse tema nunca evoluiu, sendo esta era uma condição para que as fontes renováveis concordassem com a retirada gradual dos incentivos.
Outro caso é da Lei 14.300/22, que criou o marco da geração distribuída. De acordo com o representante da ABSOLAR, há descumprimentos em relação aos prazos das distribuidoras, cancelamento de pareceres de acesso e falta de relatórios técnicos que comprovem a inversão de fluxo.
Além disso, estavam previstas na Lei contrapartidas em relação ao acesso da GD ao REIDI e às debêntures de infraestrutura. “Estamos chegando a dois anos que o setor deveria ter acesso a essa redução tributária que faria muita diferença para viabilizar projetos, e o governo não implementou.”
“Fica difícil confiar que os próximos acordos serão cumpridos se os anteriores não foram. O que observamos hoje é que os acordos não estão sendo respeitados, nem para a geração centralizada, nem para a GD”, concluiu Sauaia. Fonte e Imagem: Canal Solar.

O MME (Ministério de Minas e Energia), em parceria com a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), reuniu diversos agentes e instituições do setor elétrico em um grande fórum, em São Paulo (SP), na última sexta-feira (12).
Com o tema “Justiça Tarifária e Liberdade do Consumidor”, o encontro buscou ouvir as associações sobre temas complexos, como a reestruturação do arcabouço regulatório do mercado de energia sem transferir mais custos para os consumidores brasileiros.
Em todos os pronunciamentos, os palestrantes defenderam a urgência de selar um pacto entre os agentes para corrigir distorções que encarecem a tarifa de energia.
Silveira afirmou que as soluções vêm sendo debatidas democraticamente há mais de um ano, com o objetivo de apresentar um projeto de lei ou uma medida provisória que promova a sustentabilidade do setor elétrico.
“O que eu venho pedir é que, ao invés dos lobbies serem individuais, sejam coletivos, em favor de buscarmos soluções que não apenas transfiram para a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) o custo dos subsídios das fontes incentivadas e das políticas públicas”, completou o ministro de Minas e Energia.
Para o Deputado Federal Arnaldo Jardim, o setor não pode continuar resolvendo problemas isoladamente, mas deve buscar o equilíbrio entre mercado cativo e livre.
Mário Menel, presidente do FASE (Fórum das Associações do Setor Elétrico), disse que o setor precisa parar de “caminhar para o precipício“, interrompendo o ciclo de adicionar mais encargos na conta de energia.
O executivo destacou como exemplo o EER (Encargo de Energia de Reserva), que em 2030 chegará a R$ 47 bilhões por ano, superior à CDE.
De acordo com Paulo Pedrosa, presidente da ABRACE, o setor elétrico abriga interesses contrários aos consumidores e à sociedade, promovendo arbitragens que ampliam as distorções e estimulam uma corrida por novas oportunidades de alto retorno e baixo risco, resultando no aumento da tarifa para os consumidores e na piora do ambiente geral de negócios.
Para Luiz Eduardo Barata, presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, o problema é que o discurso aponta para uma direção, mas na prática o setor está indo na contramão. Ele cita como exemplo o PL das eólicas offshore, que pode acrescentar mais R$ 25 bilhões por ano na conta do consumidor.
Em 2023, os subsídios representaram 13,21% da tarifa de energia, somando um total de R$ 40 bilhões. “Existe a necessidade de alocar de forma justa e correta os custos dos subsídios”, afirmou Marise Pereira, presidente da ABRAGEL.
Elbia Gannoum, presidente da ABEEólica, disse que não dá mais para criar mecanismos de incentivos na tarifa do consumidor. “Precisamos voltar aos fundamentos e fazer um desenho de política pública que atenda aos desejos da sociedade.”
Para Rodrigo Sauaia, presidente da ABSOLAR, é muito importante que haja um pacto em prol do setor elétrico, desde que os acordos sejam cumpridos. Ele cita dois casos concretos em que os acordos não foramrespeitados.
A Lei 14.120/2021, que estipula o encerramento dos descontos da TUST e TUSD para usinas renováveis, previa uma contrapartida a ser implementada até 2022, que era a valoração e a incorporação dos atributos ambientais das fontes.
O executivo afirmou que esse tema nunca evoluiu, sendo esta era uma condição para que as fontes renováveis concordassem com a retirada gradual dos incentivos.
Outro caso é da Lei 14.300/22, que criou o marco da geração distribuída. De acordo com o representante da ABSOLAR, há descumprimentos em relação aos prazos das distribuidoras, cancelamento de pareceres de acesso e falta de relatórios técnicos que comprovem a inversão de fluxo.
Além disso, estavam previstas na Lei contrapartidas em relação ao acesso da GD ao REIDI e às debêntures de infraestrutura. “Estamos chegando a dois anos que o setor deveria ter acesso a essa redução tributária que faria muita diferença para viabilizar projetos, e o governo não implementou.”
“Fica difícil confiar que os próximos acordos serão cumpridos se os anteriores não foram. O que observamos hoje é que os acordos não estão sendo respeitados, nem para a geração centralizada, nem para a GD”, concluiu Sauaia. Fonte e Imagem: Canal Solar.

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o valor da receita anual permitida (RAP) a ser paga para as transmissoras no ciclo 2024 e 2025, com uma redução de R$ 1,3 bilhão, para um montante total de R$ 47,4 bilhões.
A redução de 2,66% corresponde a um efeito médio estimado nas tarifas dos consumidores de -0,74%.
Durante a discussão, o diretor-geral da agência, Sandoval Feitosa, destacou que o sistema de transmissão brasileiro equivale ao de toda a Europa. Os subsídios custeados pela conta de luz no país, por sua vez, devem ultrapassar os R$ 40 bilhões neste ano.
“Há necessidade de uma grande discussão, porque um país pobre como o Brasil, que tem suas dimensões continentais, tem um sistema de transmissão equivalente ao de toda a Europa, mas tem uma carga de subsídios nessa exata proporção”, disse Feitosa.
As componentes da RAP: Além das atualizações das receitas, o reajuste da RAP reflete as revisões periódicas de receitas das transmissoras aprovadas recentemente pela Aneel e novas parcelas de receita para reforços e melhorias. Também entram na conta as reduções de 50% da receita de alguns contratos a partir do 16º ano de operação.
A redução da tarifa neste ciclo reflete a combinação da redução de 3,25% nos itens financeiros, com o aumento de 0,98% nos itens econômicos, 0,28% no orçamento do ONS e -0,68% na previsão de obras.
As tarifas de transmissão são calculadas normalmente até o fim de junho, para que possam ser consideradas nos eventos tarifários a partir de julho de cada ano, quando se inicia o novo ciclo tarifário.
Como a conclusão do reajuste atrasou neste ciclo, a Aneel realizou os eventos tarifários das distribuidoras Enel São Paulo, Energisa Tocantins e Energisa Sul Sudeste considerando os valores do ciclo passado.
Segundo o voto do diretor Fernando Mosna, relator do processo, as tarifas correspondentes à transmissão serão substituídas nas resoluções homologatórias dos reajustes das três concessionária de distribuição. Fonte e Imagem: MegaWhat.

Geradores de fontes renováveis estão com dificuldades para aportar garantia de fiel cumprimento necessária para enquadramento na MP (Medida Provisória) 1.212/2024, que estende em 36 meses o prazo para projetos entrarem em operação com descontos no uso dos fios de transmissão e distribuição. Há pedidos de liminar na justiça em busca de mais tempo para o aporte, disseram fontes à Agência iNFRA.
O prazo indicado na MP para o aporte junto à ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) se encerrou na última terça-feira (9), 90 dias após a edição da medida. Mesmo com o tempo esgotado, uma eventual liminar poderá retroagir, para que o agente consiga obter a garantia, explicou um especialista.
Prazos descasados: Alguns agentes alegam na Justiça que o prazo previsto na MP ficou descasado com o prazo que o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) tem para divulgar a margem extraordinária de escoamento, em decorrência do “Dia do Perdão”. Isso poderia abrir novas oportunidades de conexão.
Mas os empreendimentos que estão na fila para obter parecer de acesso, só terão resposta do ONS no dia 13 de agosto. Até lá, não há segurança para que os bancos consigam liberar os valores das garantias.
Regulamentação: Em outros casos, as instituições financeiras não querem realizar o aporte antes de ter uma regulamentação clara pela ANEEL. Os agentes prejudicados disseram que Portaria 79/2024, do MME (Ministério de Minas e Energia), diz que cabe à agência adequar as outorgas aos aspectos definidos na MP, “especialmente em relação à prorrogação do prazo para entrada em operação dos empreendimentos”.
Assim, a argumentação é de que a ANEEL precisa “firmar entendimento sobre a necessidade de concatenação ou não do prazo de implantação previsto no ato autorizativo dos empreendimentos que aderirem ao mecanismo de prorrogação estabelecido pela medida provisória”, dizem fontes. Alguns agentes alegaram que o eventual entendimento da agência pode afetar a decisão sobre a solicitação da prorrogação do prazo de operação comercial para obter desconto no fio.
Já outros bancos não concordaram em cobrir todo o período solicitado na MP, seis meses após a entrada em operação comercial da última unidade geradora do empreendimento, indicaram fontes.
Valores: As regras preveem que o valor da garantia seja correspondente a 5% do valor estimado do empreendimento, em R$ por kW instalado. A Portaria 79/2024, do Ministério de Minas e Energia, indica os seguintes valores para as fontes, por kW instalado: biomassa de cana, R$ 3.500; biomassa de madeira, R$ 7.500; biogás, R$ 10.000; eólica, R$ 4.300; fotovoltaica, R$ 3.300; e PCH (Pequena Central Hidrelétrica), R$ 7.000.
A portaria ainda indica que as fontes que não estejam indicadas deverão utilizar o maior valor apresentado, R$ 10.000/kW instalado, como referência.
Execução da garantia: A medida provisória prevê que a ANEEL será a beneficiária com as garantias de fiel cumprimento, que poderão ser executadas nos seguintes casos: não início das obras no prazo previsto; não implantação do empreendimento no prazo previsto; descumprimento das condições previstas quanto à potência instalada, ou em caso de revogação da outorga de autorização.
“A garantia de fiel cumprimento poderá ser utilizada para cobrir penalidades aplicadas pela inobservância total ou parcial às obrigações previstas na outorga de autorização, assegurados os princípios do contraditório e da ampla defesa, mediante execução até o limite de seu valor, em qualquer modalidade, por determinação expressa da ANEEL”, diz o texto da MP
Adesão à MP: A ANEEL divulgou que recebeu pedidos de 1.983 usinas interessadas no enquadramento na MP 1.212. Os projetos representam quase 85 GW (gigawatts) de potência. A agência não divulgou quantos agentes não aportaram a garantia no prazo. Fonte e Imagem: Agência iNFRA.

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.

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.

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

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.

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

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.

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

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

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

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.

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.

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.

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

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.

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

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

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.