Depois do festival de “jabutis” incluídos no projeto de privatização da Eletrobras, a MP 1.055 - medida provisória que prevê ações emergenciais para evitar um racionamento de energia - recebeu 248 emendas no Congresso Nacional. Algumas delas seguem a mesma lógica: definir uma reserva de mercado para determinadas fontes de eletricidade, como ocorreu com térmicas a gás natural na MP da Eletrobras. Uma emenda do deputado Zé Vitor (PL-MG), por exemplo, prevê a contratação obrigatória de 5 mil MW de novas usinas movidas a biomassa em leilões realizados até 2027. Elas deverão suprir energia em contratos de 15 anos. A justificativa do parlamentar é que essas térmicas poderão evitar a emissão anual de 2,4 milhões de toneladas de carbono e poupar 5% da água nos reservatórios de hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste. Outro objeto dos deputados é o fim do desconto de 50% no uso das redes de transmissão e de distribuição por fontes renováveis. Esse incentivo, aplicado na tarifa-fio, era uma forma de aumentar a participação dessas fontes na matriz elétrica. Muitos integrantes da oposição, especialmente do PT e do PSol, viram a oportunidade de interromper o processo de privatização da Eletrobras. Diversas emendas propõem a realização de referendo popular sobre o assunto ou até a retirada imediata da companhia do Programa Nacional de Desestatização (PND), que permitiu o início de estudos.  (Valor Econômico – 05.07.2021)

A preocupação do governo em livrar o setor elétrico dos efeitos de novas crises hídricas, a partir de 2022, levou o MME a admitir, em simulações, o aumento de custo da energia na reestruturação do modelo de operação do sistema. Se a adequação já tivesse sido adotada neste ano, os consumidores teriam o aumento extra de 4% nas contas de luz para cobrir despesas adicionais de R$ 8,57 bilhões. O ministério abriu ontem nova etapa de consulta pública com a proposta de ajuste no atual programa computacional do setor, responsável por fazer o acionamento das usinas com base no custo de geração. A pasta precisa tomar a decisão até o fim deste mês para começar a valer a partir do próximo ano. A proposta do governo torna o parâmetro de acionamento de térmicas mais conservador para que seja garantida a “elevação estrutural dos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas, sobretudo aos finais dos períodos secos”.  Se for mantida, a proposta, na prática, antecipará o despacho térmico mais caro no sistema ao menor sinal de falta de chuva. Por consequência, tanto as tarifas de energia das distribuidoras quanto o preço de referência do mercado de curto prazo (spot), o PLD, serão elevados. Ao rodar as simulações do programa para a crise hídrica do ciclo 2020/2021, o ministério comparou os resultados do modelo atual com os números da versão atualizada do programa, que deve valer a partir de 2022. Para o próximo ano, as condições de abastecimento e custo de operação ainda são incertos. (Valor Econômico – 07.07.2021)

Uma alteração na redação final da MP que autoriza a privatização da Eletrobrás pode virar uma dor de cabeça para o governo. O presidente da Câmara, Arthur Lira (PP-AL), abriu a sessão plenária desta terça-feira, 6, com a leitura de um "texto retificado" para corrigir uma "inexatidão" na redação final da proposta, aprovada no dia 21 de junho pelo Congresso. Para a oposição, no entanto, trata-se de mudanças profundas que alteram o mérito da proposta e que dão margem à derrubada do texto no STF. O texto original enviado pelo governo para a privatização da Eletrobras previa, em seu artigo 3º, inciso I, que a desestatização ocorreria por meio da "reestruturação societária para manter sob o controle, direto ou indireto, da União as empresas: a) Eletrobras Termonuclear S.A Eletronuclear; e b) Itaipu Binacional". O Congresso alterou a redação final e aprovou o texto da seguinte forma: "reestruturação societária para manter sob o controle, direto ou indireto, da União as empresas, as instalações e as participações, detidas ou gerenciadas pela Eletrobras, especialmente a Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear) e a Itaipu Binacional". O ato de Lira, no entanto, pode ser interpretado como uma violação da Constituição. Como a Câmara aprovou o texto que já havia sido apreciado pelo Senado, acatando algumas sugestões e rejeitando outras emendas de senadores, o texto não poderia mais ser alterado - a não ser por emenda de redação, o que não é o caso. (O Estado de São Paulo – 06.07.2021)

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, reafirmou que não há risco de o Brasil voltar a enfrentar racionamento ou apagão devido à grave crise hídrica. Em entrevista ao programa 'Agenda Econômica', da TV Senado, Albuquerque disse que o governo monitora o sistema elétrico 24 horas por dia e que está adotando medidas desde o final do ano passado. "Não corremos risco de apagão, não corremos risco de racionamento. Como eu já tive oportunidade de falar algumas vezes, nós monitoramos o nosso sistema interligado nacional 24 horas por dia", disse. No final do mês passado, o governo editou uma Medida Provisória para criar a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética, a CREG. O grupo, presidido por Albuquerque, poderá determinar mudanças nas vazões de reservatórios e hidrelétricas, por exemplo. (Broadcast Energia – 07.07.2021)

Executivos das associações que representam consumidores de grande e médio porte, comercializadores e distribuidores de energia elétrica apoiam a instalação da câmara responsável pela gestão da crise hídrica, assim como a atualização dos valores das bandeiras tarifárias. Os dois movimentos aconteceram durante a semana, com a edição da MP 1055 e a aprovação pela Aneel do aumento em 52% na bandeira vermelha, patamar 2, a partir de julho. A Aneel também abriu consulta pública para discutir a possibilidade de aplicar um reajuste ainda maior para essa faixa, que pode passar dos R$ 9,49 estabelecidos para este mês para R$ 11,50 a cada 100 kWh consumidos. A agência alega que esse aumento é uma medida excepcional e temporária, para evitar um déficit de até R$ 5 bilhões na Conta Bandeiras no fim do ano. (CanalEnergia – 05.07.2021)

A Assembleia Legislativa de Mato Grosso derrubou na última semana, por 14 votos a nove, o veto do governo do estado em relação ao Projeto de Lei Complementar 18/2021, que determina a isenção de cobrança do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) sobre a tarifa de uso do sistema de distribuição da rede de energia pelos consumidores que utilizam sistemas de geração de energia solar até 2027.  Na divulgação do veto, o governo afirmou não ter autorização do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) para isentar o ICMS sobre o uso do sistema de distribuição por energia solar fotovoltaica injetada na rede. “Essa decisão trará alívio a muitos mato-grossenses que fizeram investimentos na energia solar. Quando o cidadão faz essa opção, de investir nesse tipo de energia, ele busca a economia de seus custos”, avaliou o deputado Max Russi. (Brasil Energia – 06.07.2021)

A Aneel aprovou nesta terça-feira, 6, regras para que as distribuidoras de energia realizem campanhas de conscientização pelo uso eficiente de energia elétrica e dos sistemas de bandeiras tarifárias. A intenção do governo e da agência é intensificar as ações para a economia de água e energia devido à pior crise hídrica que o País enfrentou nos últimos 91 anos. A definição de regras acontece após apelo à população do Ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, em pronunciamento oficial há alguns dias e à decisão da Aneel de reajustar a bandeira vermelha patamar 2. Na última semana, o órgão aprovou um aumento de 52% na taxa adicional cobrada nas contas de luz pelo uso de termelétricas. O CMSE também deverá decidir como as campanhas serão financiadas. Segundo a agência, as últimas campanhas de conscientização para uso eficiente de energia foram financiadas com recursos do Programa de Eficiência Energética. Mas, por conta da edição da MP 998, convertida na lei 14.120/2021, que previa o uso de parte desses recursos para atenuar tarifas, as distribuidoras alegaram que não teriam recursos para antecipar investimentos para bancar a campanha. (Broadcast Energia – 06.07.2021)

O leilão de energia nova A-3 terminou com cerca de 50 minutos de duração. Foram negociados 99 MW médios no certame. De todas as fontes colocadas em disputa. O maior desconto médio foi anotado para a biomassa com 39,5% que encerrou a R$ 176,62. Para a solar o deságio ficou em 36,6% ao preço médio de R$ 125,53, depois vem a eólica com 30% de redução para R$ 148,58/MWh e a hídrica com 24,9% e preço médio de R$ 219,31.O deságio médio do certame ficou em 30,83%. Negociaram energia 33 vendedores ao preço médio de R$ 165,11/ MWh no leilão. O que viabilizou usinas que somam potência instalada de 547,4 MW. A garantia física adicionada ao sistema é de 216,25 MW médios enquanto a potência injetada é de 58,3 MW. Foram transacionados 18.7 milhões de MWh. De acordo com as informações da CCEE, o investimento previsto com esse leilão está na casa de R$ 2,2 bilhões. Os contratos somam uma movimentação financeira de pouco mais de R$ 3 bilhões. Foram 2 projetos a biomassa com 91,4 MW e a venda de 23,6 MW médios, cinco solares que somam 169,3 MW de potência que venderam 21,4 MW médios, 22 projetos eólicos que somam 251,7 MW e contratos para 39 MW médios e mais três PCHs com 35,25 MW e 15 MW médios de energia. Os compradores foram os mesmos do leilão de energia existente de 25 de junho, a Equatorial com a Celpa e Cemar, além da Light. A concessionária fluminense foi a responsável pela aquisição da maior parte ou 13,2 milhões de MWh. (CanalEnergia – 08.07.2021)

O leilão de energia nova A-4 terminou com pouco mais de uma hora de duração. Foram negociados 84,3 MW médios no certame. De todas as fontes colocadas em disputa. O maior desconto médio foi anotado novamente para a biomassa com 32,9% que encerrou a R$ 196,01. Para a solar o deságio ficou em 31,2%% ao preço médio de R$ 136,31, depois vem a eólica com 23,9% de redução para R$ 150,70/MWh e a hídrica com 29%% e preço médio de R$ 207,22.O deságio médio do certame ficou em 28,82%. Negociaram energia 18 vendedores ao preço médio de R$ 174,62/ MWh no leilão. O que viabilizou usinas que somam potência instalada de 437,32 MW. A garantia física adicionada ao sistema é de 202,9 MW médios enquanto a potência injetada é de 80,8 MW. Foram transacionados 16,5 milhões de MWh. De acordo com as informações da CCEE, o investimento previsto com esse leilão está na casa de R$ 1,8 bilhão. Com o A-3 os aportes chegam a R$ 4 bilhões. Os contratos somam uma movimentação financeira de quase R$ 2,9 bilhões que ao total chegam a R$ 5,9 bilhões nos dois leilões. Foram três projetos a biomassa com 92,5 MW, que negociaram 17,6 MW médios, dois solares que somam 100 MW e 16 MW médios, 10 projetos eólicos que somam 167,8 MW em potência instalada e 30,8 MW médios em energia e mais duas PCHs e uma UHE – Juruena – com 77 MW e 19,9 MW médios. Os compradores foram apenas dois a Celpa da Equatorial e a Light, que assim como ocorreu nos leilões de energia existente e no A-3 de hoje foi a maior vencedora, nesse certame A-4 foi responsável pela aquisição de 14,6 milhões de MWh. (CanalEnergia – 08.07.2021)

O patamar de preços de referência para energia continua numa trajetória ascendente, embora para esta semana o preço no curto prazo tenha apresentado uma queda ao redor de 5%, enquanto no longo prazo a disparada do preço continua em virtude da crise hídrica, segundo dados compilados pela empresa de informações para o setor elétrico Dcide. O índice trimestral de energia convencional compilado pela Dcide passou de R$ 552,06 por MWh para R$ 520,47 por MWh, uma queda de 5,72% em relação à semana anterior. Na base mensal, o preço registra elevação de 13,54%, menor patamar de alta em comparação às semanas anteriores, enquanto em relação ao mesmo período de 2020, a alta é de 457,43%. Já o preço de referência da energia incentivada 50% caiu 5,34% na comparação semanal, passando de R$ 606,00 por MWh para R$ 573,65 por MWh. Na comparação mensal, foi verificada uma alta de 11,69%, enquanto na comparação com igual período do ano anterior, o preço subiu 344,34%. Já os índices de longo prazo mantiveram a trajetória de alta que vem sendo observada nas últimas semanas. O preço de referência para a energia convencional aumentou 1,06% na última semana, alcançando os R$ 237,54 por MWh. Na base mensal, o preço acumula alta de 14,89%, enquanto na comparação anual a elevação é de 58,12%. O índice de energia incentivada 50% de longo prazo registrou um aumento de 1,21% na semana, para R$ 279,39 por MWh, enquanto na variação mensal, houve alta de 13,33% no preço. Na comparação anual, a alta é de 49,66%. (Broadcast Energia – 07.07.2021)

O SIN registrou no fim da última quarta-feira (07/07) armazenamento de 39,2% de sua capacidade máxima, de acordo com o Informativo Preliminar Diário de Operação, do ONS, divulgado nesta quinta (08/07).  O volume identificado apresentou queda de 0,1 ponto percentual em relação ao dia anterior. No mês, a variação de energia acumulou baixa de 0,5%. O submercado Sudeste/Centro-Oeste registrou nível de 28,5%, queda de 0,1 ponto percentual em comparação a quantidade identificada no dia anterior. No mês, o armazenamento acumulou uma variação negativa de 0,6%. No Nordeste, o IPDO apontou armazenamento de 58,3%, variação negativa de 0,2 ponto ante a véspera. O acumulado do mês registra variação de -0,9%. O subsistema Norte registrou 83,0% de sua capacidade, queda de 0,1 ponto percentual frente ao dia anterior. O acumulado do mês apresenta variação positiva de 0,2%. O Sul apresentou nível de 65,0% de armazenamento, variação negativa de 0,5 ponto percentual em relação à quantidade verificada pelo ONS no dia anterior. A energia acumulada dos reservatórios variou 0,7% no acumulado do mês. (Brasil Energia – 08.07.2021)

A fonte eólica foi responsável por 83% dos 1.787,4 MW de capacidade instalada de geração adicionada ao SIN no primeiro semestre deste ano. Ao todo, o Brasil soma 176.157,6 MW de potência fiscalizada, sendo 75,01% de fontes limpas, segundo levantamento divulgado pela Aneel. De acordo com a agência, apenas em junho entraram em operação comercial 407,2 MW, sendo 70% em eólicas, 15% em térmicas e 2% em pequenas centrais hidrelétricas. O total de potência instalada que entrou em operação comercial este ano, cerca de 56% não estão relacionados a contratos no ambiente regulado e os 44% restantes foram para o mercado livre. Ao longo de 2021, novas unidades de geração foram liberadas para operação comercial em 12 estados das cinco regiões brasileiras, sendo que quatro Estados concentram 79,8% da capacidade instalada no País este ano -, no caso o Ceará, com 205,80 MW; o Piauí, com 299,10 MW, o Rio Grande do Norte, com 428,68 MW, e a Bahia, com 494,10 MW. (Broadcast Energia – 05.07.2021)

O governo recomendou novas medidas para preservar mais água nos reservatórios de hidrelétricas do Sudeste e Centro-Oeste devido à crise hídrica que o País enfrenta, a maior dos últimos 91 anos. A decisão reforça a necessidade de manter o acionamento de mais usinas termelétricas e a importação de energia elétrica da Argentina e do Uruguai, o que vai encarecer o custo de energia para todos os consumidores. Nota divulgada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) afirma que o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), colegiado composto por diversos órgãos do setor, recomendou novas restrições hidráulicas nas usinas hidrelétricas Jupiá, Porto Primavera, Ilha Solteira e Três Irmãos. Segundo o governo, as medidas foram indicadas com base em estudos apresentados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que indicou a prevalência do cenário de atenção nas condições de atendimento. (O Estado de São Paulo – 07.07.2021)

Multinacionais de diferentes ramos estão tentando viabilizar a instalação de unidades de produção do combustível zero carbono no Brasil, o Hidrogênio verde, com a expectativa de quem em 30 anos o H2V represente até 20% da matriz energética global. De fevereiro para cá, seis memorandos de entendimento foram assinados com os Estados do Ceará, Pernambuco e Rio. Os investimentos em estudo somam pelo menos US$ 22,2 bilhões, ou cerca de R$ 116 bilhões. Dentre os projetos e empresas, estão: A australiana Fortescue, uma das cinco maiores produtoras de minério de ferro do mundo, anunciou no dia 07/07 que está avaliando a construção de uma usina de H2V orçada, a priori, em US$ 6 bilhões, no Porto do Pecém (CE); A australiana Enegix Energy, de energia renovável, também está em fase de estudos para levantar uma unidade de US$ 5,4 bilhões no Porto do Pecém; A francesa Qair, em abril, assinou um memorando de entendimentos para instalação de uma unidade de H2V com investimento próprio de US$ 3,8 bilhões no Porto de Suape, em Pernambuco. Na terça-feira, a empresa confirmou o início dos estudos para uma outra usina, de US$ 7 bilhões, no Porto do Pecém; A produtora de gases industriais White Martins, do grupo alemão Linde, também está se movimentando. A empresa avalia uma unidade de hidrogênio verde no Ceará.  No Brasil, os possíveis investimentos anunciados até agora são de empresas dos setores de energia renovável, gases industriais e minério de ferro, mas as petroleiras também estão debruçadas sobre o assunto, sob pena de ficar de fora da transição energética. (Valor Econômico - 08.07.2021)

O Ministério de Minas e Energia (MME) se reuniu, na última segunda-feira (05/07), com agentes do setor privado para colher percepções que possam ser consideradas nas diretrizes do Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2). Durante a ocasião, os representantes também discutiram o estabelecimento de governança público-privada do programa.  O escopo de diretrizes do PNH2 é baseado em seis eixos que englobam o fortalecimento das bases tecnológicas, capacitação de recursos humanos, planejamento energético, arcabouço legal-regulatório, crescimento do mercado e competitividade, e cooperação internacional. Contudo, o foco da reunião era conciliar o planejamento de políticas públicas com o desenvolvimento tecnológico e do mercado, visando a expansão do hidrogênio para o uso em grande escala no país. (Brasil Energia - 07.07.2021)

O governo estadual e a empresa Qair Brasil, subsidiária da francesa Qair Internacional, assinaram um memorando de entendimento (MoU), no dia 06/07, para cooperar no desenvolvimento do parque eólico offshore de 1.216 GW Dragão do Mar e de uma usina de eletrólise de 2.240 MW, com capacidade para produzir 296 mil toneladas de hidrogênio verde por ano. A empresa pretende investir US $ 6,95 bilhões (EUR 5,88 bilhões). A produção do Dragão do Mar será usada para alimentar a planta de eletrólise. Exigirá um investimento de US $ 3 bilhões, enquanto os R $ 3,95 bilhões restantes serão alocados à instalação de hidrogênio verde dentro do Complexo Industrial e Portuário do Pecém. Segundo o governo do Ceará, serão gerados 2.000 empregos na fase de construção dos dois empreendimentos e 600 na fase operacional. (Renewables Now - 08.07.2021)

O governo do estado do Ceará assinou no dia 07/07 um memorando de entendimento (MoU) com a Fortescue Future Industries Pty Ltd (FFI) da Austrália para construir grande planta de hidrogênio verde dentro do complexo industrial e portuário do Pecém. A subsidiária da produtora de minério de ferro Fortescue Metals Group Ltd (ASX: FMG) vai investir US $ 6 bilhões (EUR 5 bilhões) para construir a instalação. A meta é produzir 15 milhões de toneladas de hidrogênio verde até 2030, disse o governo local. Graças ao MoU, a Fortescue poderá se associar a universidades locais para a realização de estudos voltados à promoção de tecnologias relacionadas ao hidrogênio, com o objetivo de capacitar o pessoal local. (Renewables Now - 08.07.2021)

Em visita diplomática a Portugal, o Chanceler Carlos F  em reunião com empresários portugues firmou posição sobre as perspectivas positivas e competitivas do Brasil no campo do H2V, buscando assim incentivar e possibilitar investimentos de grupos portugueses, como a EDP e Galp, neste novo mercado. O Chanceler afirma que o Brasil tem um grande potencial eólico, solar e hidrelétrico, proporcionando um sítio perfeito para a produção de hidrogênio verde. Apesar do país ter imensos desafios, é um país de imensas possibilidades que está aproximando-se de uma época de transição energética. Carlos França completa sua fala afirmando que o Brasil precisa de pequenos ajustes e ações concretas que o governo já está providenciando, como também, financiamentos e tecnologias que podem vir a partir de parcerias com países europeus, como Portugal. (Diário de Notícias - 04.07.2021)

Em artigo publicado na Agência CanalEnergia, Tiago Carvalho Fonseca, advogado da área de energia do Tortoro, Madureira & Ragazzi Advogados, trata da evolução da estrutura regulatória brasileira em comparação as boas práticas da OCDE. Segundo o autor, “para tanto, além de preservar (ou não “contrariar” expressamente) os princípios de ordem constitucional e infraconstitucional, a exemplo da legalidade, da impessoalidade, da moralidade, da publicidade, da eficiência, do contraditório e da ampla defesa, entre outros, observa-se a incorporação de boas práticas regulatórias convalidadas pela Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico – OCDE, com o destaque à regulação responsiva.” Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 05.07.2021)

Em artigo publicado na Agência CanalEnergia, Joaquim Simões aborda a utilização da energia solar, eólica, hidrogênio verde e amônia verde, a importância de cada uma, a forma que podem ser utilizadas em conjunto e como cada uma depende da outra para serem indispensáveis na transição energética atual. Apesar da energia solar e eólica serem exemplares para produzir energia ao mesmo tempo que não emite gases de efeito estufa, as duas fontes são intermitentes, não produzirão energia o dia todo - não faz sol o dia todo, e não venta forte o dia todo - mesmo aclopando as duas, ainda há possibilidades de intermitência. Dessa forma, a única maneira de fazer com que os parques solares e eólicos não sejam intermitentes é a produção do hidrogênio verde, pois ele pode ser armazenado e utilizado em horários que as outras fontes não produzem energia, fazendo então com que o parque seja ativo o dia todo. Ademais, o hidrogênio verde ainda pode produzir a amônia verde, e a mesma pode servir para transportar e armazenar o hidrogênio renovável com uma maior facilidade. Por fim, o artigo também aborda um projeto específico e sobre licenciamento ambiental. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 05.07.2021)

Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Nayanne Brito, engenheira de energia e parte do time fundador da Lemon Energia, e Camila Belluco, advogada e especialista em Compliance e ESG na Lemon Energia, tratam da existência da geração compartilhada como democratização ao acesso para consumidores e geradores de pequeno porte. Inicialmente, o artigo aborda uma realidade em um pequeno vilarejo, antes empobrecido, passou a ser exportador de energia e os moradores passaram a pagar 30% menos do que todo o país, tudo por causa da energia descentralizada. Posteriormente, traz à tona a realidade brasileira, destacando que a Geração Compartilhada representa 60 MW de potência instalada. Menos do que 1% da geração distribuída, e menos que 0,003% da matriz elétrica nacional. Por fim, é apresentado soluções para a solução atual do país, para tornar o Brasil potência energética: democratizar o acesso à energia renovável é parte fundamental para a retomada verde social, ambiental e energética. O poder dessa solução se dá tanto pelo lado da oferta, quanto pelo lado da demanda. Após ajustes, pequenas empresas de geração de energia se sentem mais seguras para investir em unidades de geração distribuída. Assim como pequenos consumidores passam a ter maior gerência sobre seus gastos. E o destaque de ganho é para o Brasil que ganha a poderosa consciência energética para nos consolidarmos como potência mundial de energia renovável. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 06.07.2021)

Em artigo publicado no site do Instituto dos Advogados Brasileiros, José Enrique Teixeira Reinoso, advogado tributarista e membro efetivo da Comissão de Energia, Petróleo e Gás do IAB Nacional, trata de como as alterações nas políticas fiscais irão prejudicar as empresas da indústria de energia. Segundo o autor “nesse mercado, existem entidades com diferentes tamanhos, e que por sua vez, fazem uso de diferentes regimes tributários, como o Lucro real ou Lucro presumido, no que se refere ao IRPJ; todos esses sofrerão cirúrgicas alterações.  Por essas razões, até algumas premissas que tinham como certo em seus planejamentos de negócios, como os dividendos dos seus acionistas estarem isentos, será radicalmente alterado pelo projeto.” Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 07.07.2021)

Em artigo publicado na Agência Canal Energia, Luiz Maurer, consultor de estratégia energética, trata das alternativas de gerenciamento da crise hídrica e o racionamento de energia. Segundo o autor, “o Brasil discute agora a possibilidade de gerenciar uma nova crise de energia, caso a mesma venha a se materializar. Trata-se de uma atitude prudente: é melhor prevenir do que remediar, mesmo que as probabilidades de crise ainda não sejam alarmantes”. Ele conclui que “a velocidade de resposta aos desequilíbrios momentâneos entre oferta e demanda deve ser rápida, pois as restrições são nervosas e, se não satisfeitas, podem levar a blackouts de grandes proporções. Os engenheiros do ONS sabem disto como ninguém. No caso de crises de energia é sempre possível “esticar a corda” deplecionando os reservatórios e rezando para São Pedro. Entretanto, no caso de restrições de capacidade estas medidas são ineficazes. Restrições de capacidade requerem uma abordagem completamente nova e criativa, principalmente se tiverem que ser implementadas em conjunto com restrições de energia”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 07.07.2021)

Em artigo publicado na Agência CanalEnergia, Diego Cavalcante, diretor de Gestão & Inteligência no Grupo Luminae Energia,  trata da adoção de um sistema de gestão de dados inteligentes na indústria. Segundo o autor, “os sistemas auxiliam no controle de processos, integram atividades, podem tornar a gestão de riscos mais eficiente, contribuir para a economia de gastos da empresa, ou ainda aumentar a produtividade e otimizar os resultados do negócio. Aqui, vamos enfatizar a questão da energia e os custos envolvidos”. Ele conclui que “analisar todos os processos, como ocorrem, quanto de energia e custo eles acarretam, pode trazer uma melhor gestão energética e, como resultado, melhores possibilidades de tomada de decisão, dado que o sistema de gestão consegue mensurar todas as etapas envolvidas.” Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 08.07.2021)

Em artigo publicado na Agência CanalEnergia, Frederico Perillo, especialista em geração da Way2 Tecnologia, trata do diferencial da tecnologia no combate à nova crise hídrica. Segundo o autor, “períodos de estiagem severa e queda no volume dos reservatórios levam a comparações com a crise de 2001. Ainda que alterações climáticas tornem o cenário imprevisível, maiores investimentos, diversificação da matriz e soluções tecnológicas levam a crer que as consequências da crise de 2021 serão mais brandas”. Ele conclui que “a origem da atual crise hídrica está relacionada à conjuntura, visto que tecnologia e investimentos contribuíram para melhorias no aspecto estrutural. Se a situação atual não é tão preocupante quanto a de 2001, ao menos em termos de possibilidade de racionamento, é uma grande amostra de que as alterações climáticas podem causar impactos em toda a cadeia de energia”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 08.07.2021)