Com o agravamento da crise hídrica e ameaça de apagão, o governo planeja dar bonificações para consumidores residenciais que economizarem energia nos próximos meses. Em entrevista, o presidente da Comissão de Minas e Energia da Câmara, deputado Edio Lopes (PL-RR), afirmou que o programa de incentivo à economia de energia deve ter início em setembro e se estender até dezembro, caso haja sinalização de uma melhora na situação hídrica do País. A expectativa, segundo ele, é que a medida resulte na economia de 1.000 MW até o final do ano. A proposta foi discutida em reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) nessa terça-feira, 4. “A Aneel e o MME estão lançando um programa de incentivo exclusiva para o consumidor residencial. [O programa] vai incentivar o consumidor a economizar energia e, feito um balanço dos últimos 12 últimos meses de consumo daqueles consumidores, verificando a economia, ele receberá uma bonificação. A estimativa é que possamos economizar até 1.000 MW de energia, o que seria uma belíssima economia no momento de severas preocupações”, afirmou. (Broadcast Energia – 05.08.2021)

Em mais uma medida para reduzir o risco de apagões em 2021, o MME divulgou ontem (03) as condições do programa de redução voluntária da demanda de energia elétrica. A ideia da iniciativa, que está em gestação desde junho, é permitir que grandes indústrias e empresas possam remanejar ou reduzir seu consumo de energia, aliviando o sistema elétrico nacional em meio à pior seca em 91 anos. Pelos termos propostos, os consumidores interessados deverão formular suas próprias ofertas de redução de demanda e enviá-las ao ONS. O volume mínimo de economia exigido é de 30 MW médios, com duração de quatro e de sete horas por dia. “No programa piloto que a Aneel já tinha, o degrau mínimo para participar é de 5 MW. A proposta elevou isso a 30 MW, é para gente muito grande”, avalia um executivo, que falou sob a condição de anonimato. “Acabou ficando mais complexo também para os agentes agregadores. Antes eles tinham que juntar 5 MW, agora são 30 MW. E é mais difícil fazer o negócio acontecer quando você tem mais de uma carga, porque é preciso coordenar um monte de gente”. (Valor Econômico – 03.08.2021)

O Ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, voltou a reafirmar nesta sexta-feira, 30, que o governo não considera a hipótese de racionamento de energia, mas disse que “trabalha para que não haja nenhum risco de apagão”. A situação é consequência da pior crise hídrica que o País enfrenta nos últimos 91 anos, com níveis alarmantes nos principais reservatórios de usinas hidrelétricas. Albuquerque afirmou que o sistema elétrico tem sido monitorado 24 horas por dia e que está elaborando medidas para evitar picos de demanda de energia. Com racionamento, o governo determina reduções compulsórias no consumo de energia - como aconteceu em 2001, ainda na gestão do ex-presidente Fernando Henrique Cardoso. Na época, as indústrias também tiveram de reduzir a produção. (Broadcast Energia – 30.07.2021)

O Ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, afirmou nesta sexta-feira, 30, que a volta do horário de verão está fora do radar da pasta. Segundo ele, o mecanismo, extinto pelo presidente Jair Bolsonaro em abril de 2019, não traz nenhum benefício para o setor elétrico e para redução do consumo de energia. "O horário de verão não traz nenhum benefício em termos de economia para o consumo de energia. O pico de energia, que no passado era no final do dia, e aí fazia sentido sim o horário de verão, é por volta de 14h e 15h", disse em entrevista à Rádio CNN. "No aspecto do setor de energia, não há nenhum movimento para que se retorne o horário de verão", afirmou. Pressionado pela crise hídrica e por diversos setores, o governo decidiu reavaliar os impactos do horário de verão. Segundo o diretor-geral do ONS, Luiz Carlos Ciocchi, o MME pediu ao órgão que atualizasse os estudos sobre os efeitos do mecanismo no consumo de energia. (Broadcast Energia – 30.07.2021)

A sugestão do presidente Jair Bolsonaro de realizar uma enquete sobre a volta do horário de verão não foi bem-vista por especialistas. Para eles, não é correto avaliar a implementação de uma política pública com base na opinião popular, pois se trata de um tema técnico, que deve ser analisado pelo MME e pelo ONS. O horário de verão foi extinto em abril de 2019 e voltou à pauta após pedido de associações empresariais e diante da crise hídrica. A possibilidade de decidir a sobre a volta do horário de verão através de uma enquete foi levantada pelo chefe do Executivo nessa manhã durante entrevista à rádio ABC Nova Hamburgo (RS). De acordo com o presidente, sua avaliação era de que a maioria da população era contra o tema. O coordenador do Gesel da UFRJ, Nivalde de Castro, discorda da sugestão feita pelo presidente. Para ele, retomar o horário de verão por um viés “populista”, por meio de enquete, não faz o menor sentido. (Broadcast Energia – 03.08.2021)

De acordo com o §5º do Art. 3º da Portaria nº 215, de 11 de maio de 2020, a EPE divulga novo Informe acerca dos estudos de transmissão previstos de serem realizados sob a sua coordenação ao longo do ano de 2021, incluindo ajustes e priorizações previamente acordadas com a Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. Confira a relação de arquivos clicando aqui. (EPE – 02.08.2021)

Os consumidores deverão continuar economizando no consumo de energia elétrica em agosto para não se surpreender com uma conta de luz cara no fim do mês. A bandeira tarifária vermelha, patamar 2, continuará sendo aplicada, com custo de R$ 9,492 para cada 100kWh consumidos, informou a Aneel na noite de sexta-feira (30). De acordo com o órgão, a crise hídrica permanece, com os principais reservatórios do SIN em níveis "consideravelmente baixos" para essa época do ano. "Essa conjuntura sinaliza horizonte com reduzida capacidade de produção hidrelétrica e necessidade de acionamento máximo dos recursos termelétricos, pressionando os custos relacionados ao GSF e o PLD. O PLD e o GSF são as duas variáveis que determinam a cor da bandeira a ser acionada", explicou a Aneel. Há duas semanas, o ONS informou que o nível de água nos reservatórios das regiões Sudeste e Centro-Oeste — os mais importantes para o sistema elétrico — era de 27,79%. (Valor Econômico – 31.07.2021)

A Eletrobras possui um programa de R$ 8,3 bilhões, entre 2021 e 2025, que inclui a compra de equipamentos mais atuais e a modernização e digitalização das usinas. Os projetos incluem grandes unidades do grupo, como Paulo Afonso IV, Sobradinho, Xingó, Marimbondo, Itumbiara e Tucuruí. Em nota, a estatal afirmou que o objetivo é minimizar os riscos de interrupções na operação das hidrelétricas. A chinesa CTG Brasil destinou R$ 3 bilhões para a modernização das usinas hidrelétricas de Ilha Solteira e Jupiá – usinas que pertenciam à Cesp. Com duração prevista de cerca de 10 anos, o trabalho das usinas está na segunda fase, que inclui a modernização de oito unidades geradoras e sistemas auxiliares elétricos e mecânicos, além da instalação de um novo Centro de Operação da Geração. No total, são 34 unidades geradoras: 20 de Ilha Solteira e 14 de Jupiá. Além das duas usinas, a companhia concluiu em 2019 o processo de modernização e repotenciação da Hidrelétrica Capivara, no rio Paranapanema. Com investimento da ordem de R$ 150 milhões, o projeto envolveu a modernização das quatro unidades geradoras e a repotenciação de 3 unidades, que elevou em 24 MW a potencia da hidrelétrica. (O Estado de São Paulo – 01.08.2021)

O conselho de administração da Eletrobras aprovou o Plano de Negócios e Gestão (PNDG) 2021-2025 da estatal, que prevê investimentos na ordem de R$ 41,102 milhões no período. Entre as medidas previstas está a avaliação de oportunidades para efetuar a gestão dos passivos provenientes de dívidas do Sistema Eletrobras, buscando potenciais reduções e otimizações no custo médio e nos prazos da dívida existente. A empresa também prevê o aprimoramento da metodologia de priorização de investimentos, possibilitando a melhor alocação de capital e resultando na otimização de portfólio, além da avaliação e implementação de alternativas de capitalização da empresa. O PNDG 2021-2025 ainda estabelece que a empresa deve continuar o processo de racionalização em SPEs através da alienação, incorporação, permuta, reestruturações societárias, aquisições e encerramento de ativos. (Broadcast Energia – 30.07.2021)

A Celgpar publicou nesta sexta-feira (30/07) o edital de privatização da Celg T, braço de transmissão da estatal goiana. O certame será realizado no dia 14/10, às 14:00 horas, na sede da B3, em São Paulo.  A princípio, o leilão estava previsto para o dia 13/05, mas acabou sendo adiado em abril. O valor mínimo para  arrematação de 100% das ações da transmissora será de R$ 1,097 bilhão. De acordo com a Celgpar, a entrega dos documentos pelos participantes está agendada para o dia 07/10, das 9:00 horas às 12:00 horas, na B3. (Brasil Energia – 30.07.2021)

A CCEE publicou nesta segunda-feira (02/08) seu boletim InfoLeilão Dinâmico referente ao mês de julho de 2021, já contabilizando informações do 33º e do 34º Leilões de Energia Nova – LEN, realizados recentemente. Considerando os novos dados, a média histórica de preços praticados pelas usinas eólicas nos certames organizados pela CCEE e pela Aneel passou a R$ 190,10/MWh. A solar fotovoltaica está com o valor médio de R$ 271,30/MWh, enquanto as termelétricas a biomassa foram a R$ 267,20/MWh. No caso das hidrelétricas, a precificação histórica das UHEs ficou em R$ 184,40/MWh, as PCHs em R$ 249,30/MWh, e as CHGs em R$ 246,00/MWh. Clique neste link para acessar o boletim completo. (CCEE – 02.08.2021)

O MME encaminhou à Aneel o conjunto de relatórios técnicos para instrução do Leilão de Transmissão 01/2022, que prevê mais de 3 mil km em linhas de transmissão, 3.850 MVA em capacidade de transformação e investimentos estimados em R$ 6,7 bilhões para ampliações na Rede Básica dos estados de Minas Gerais, Espírito Santo, São Paulo, Amapá, Pará e Sergipe pelos próximos seis anos. Dentre o conjunto dos empreendimentos indicados, destaca-se a concessão da linha 230 kV Laranjal do Jari – Macapá III, com cerca de 250 km de extensão, que em conjunto com a nova SE Macapá III e LT 230 kV Macapá – Macapá III, conclui a solução de planejamento para a confiabilidade no atendimento a região de Macapá (AP). O documento foi elaborado pela EPE, sob a coordenação do Departamento de Planejamento Energético da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. O certame tem previsão de realização em junho de 2022, com prazo estimado de 42 a 60 meses para entrada em operação das novas obras. (CanalEnergia – 03.08.2021)

O consumo nacional de eletricidade em junho de 2021 ficou em 40.156 GWh, o maior para o mês de toda a série histórica, desde 2004. De acordo com a EPE, o resultado foi puxado pelo efeito base baixa, levando a taxa do mês a ter aumento de 12,5% em relação a junho de 2020. Os destaques foram para as classes industrial e comercial. O consumo acumulado em 12 meses totalizou 493.463 GWh, elevação de 4,6% comparada ao período anterior. Na classe industrial, o aumento chegou a 19,4%, impactado pelo efeito base. Mas o resultado também veio devido ao bom desempenho do setor. Todos os dez segmentos mais eletrointensivos da indústria consumiram mais. A maior variação veio do setor têxtil 60,4%, sendo seguida pelo automotivo, com aumento de 47,1%. Na participação no consumo, o segmento de metalurgia liderou com 24,6%, com alimentos vindo em seguida, com 12,5% de participação e o Químico, com 11,1% de participação. A classe comercial, com 19%, anotou a maior taxa de crescimento do consumo de energia elétrica desde o início da pandemia no Brasil. Apesar do desempenho da classe, o consumo comercial ainda é menor do que no mês de junho de 2019. O efeito base aliado ao bom comportamento do setor de comércio e serviços do país puxaram a performance da classe no mês. Já o consumo residencial, que cresceu 4,9% no mês, teve no Centro-Oeste a região do país que mais se destacou no aumento do consumo no setor. O consumo no mercado livre teve aumento de 24,2% em junho, enquanto no mercado cativo, a alta ficou em 6%. (CanalEnergia – 30.07.2021)

Em meio à baixa nos reservatórios das hidrelétricas e ao avanço do consumo de energia, o ONS prevê que o CMO do sistema chegará a R$ 2.540,18 por MWh na primeira semana de agosto, aumento de 105,2% em relação à semana que se encerra. Os dados são do boletim do PMO do órgão, publicado nesta sexta-feira (30). A alta nos custos reflete a necessidade de despacho de usinas térmicas, mais caras, em meio à baixa na geração hidrelétrica. Segundo o ONS, as afluências para agosto continuam abaixo da média em todos os subsistemas. Os reservatórios das usinas hidrelétricas localizadas no Sudeste e Centro-Oeste devem chegar ao final do mês de agosto com 21,4% de capacidade. No Sul, a previsão é que o armazenamento das usinas atinja 25,6%, enquanto no Nordeste a expectativa é de 49% de capacidade. A situação é melhor no Norte, que deve terminar agosto com 74,1% de capacidade nos reservatórios. Por outro lado, a previsão é de recuperação no consumo de energia elétrica em todo o país. O operador projeta que a carga no SIN vai chegar a 67.589 MW médios em agosto, alta de 4,6% em relação a igual mês em 2020. De acordo com o órgão, o crescimento reflete a recuperação da economia mais forte do que o previsto no início do ano devido ao avanço da vacinação no país para conter a pandemia. Com isso, também há expectativa de que a atividade industrial se mantenha em patamares elevados e de que o de segmento de serviços se normalize nos próximos meses. (Valor Econômico – 30.07.2021)

Um levantamento feito com base nos dados do Boletim Diário da Operação do ONS mostrou que segue firme a aceleração da carga de energia elétrica, embalada pelo crescimento recorde da geração térmica ao mesmo tempo que cai a geração hídrica e o nível dos reservatórios. Por enquanto, o governo tem atuado mais na ponta de assegurar o abastecimento, enquanto gesta timidamente medidas de redução voluntária da demanda de grandes consumidores nos horários de ponta.  Mas especialistas, como a consultoria PSR no seu último relatório mensal, reclamam por uma campanha ampla de esclarecimento à população sobre a gravidade da crise e por medidas que premiem a redução do consumo. Os números do BDO referentes aos dias úteis da última semana de julho (de 26/07 a 30/07) e da primeira de agosto até quarta-feira (de 02/08 a 04/08) mostram que a carga média no período foi de 67.299 MW médios, número que é 9,6% maior do que os 61.414 MW médios dos mesmos dias do ano passado, compreendendo a semana de 27/07 a 31/07 e o período de 03/08 a 05/08, de segunda a quarta-feira. No período pesquisado deste ano, a geração térmica convencional seguiu batendo recordes, tendo alcançado 29,3% da geração do SIN na segunda-feira, 02/08. Nos oito dias, a menor participação das térmicas na geração foi de 26,3% no dia 28/08. Em termos absolutos, o recorde do período foi de 19.272 MW médios, na quarta-feira, dia 04/08. A comparação com o mesmo período de 2020 revela que a geração térmica mais que dobrou em termos absolutos e relativos. No dia 31 de julho do ano passado, uma sexta-feira, a geração térmica alcançou 8.402 MW médios, equivalentes a 13,38% da produção nacional, os maiores números do período. (Brasil Energia – 05.08.2021)

O Ministério de Minas e Energia (MME) apresentou, nesta quarta-feira, 04 de agosto, a proposição de diretrizes para o Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2) aos membros do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O estudo foi realizado em cooperação com os Ministérios da Ciência, Tecnologia e Inovações (MCTI) e do Desenvolvimento Regional (MDR), com apoio técnico da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em atendimento à Resolução nº 6/2021 do CNPE. O PNH2 definirá um conjunto de ações que facilite o desenvolvimento conjunto de três pilares fundamentais para o sucesso do desenvolvimento de uma economia do hidrogênio: políticas públicas, tecnologia e mercado. Os próximos passos incluem estabelecer a estrutura de governança do programa: instituir um comitê técnico representativo das partes interessadas para gerenciar o programa, que se reunirá periodicamente e preverá a forma de prestação de contas e de monitoramento dos resultados, alinhada com os compromissos assumidos no âmbito do Diálogo em Alto Nível das Nações Unidas sobre Energia. Você pode conferir o documento aqui. (gov.br – 05.08.2021)

O Brasil é capaz de liderar o mercado de hidrogênio verde com um preço competitivo por conta da sua vocação para energia limpa, avaliaram especialistas reunidos em webinar promovido no dia 03/08, pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan). "Até 2025 as estratégias estarão definidas e o hidrogênio verde vai entrar com força no mercado global, e vai mudar toda a forma de negociação da energia no mundo inteiro", disse Ansgar Pinkowski, gerente de Inovação e Sustentabilidade da Câmara de Comércio e Indústria Brasil-Alemanha. Segundo ele, grandes consórcios já estão sendo formados na Europa para entrar no mercado de hidrogênio verde, e os olhos da Alemanha estão atentos ao Brasil. A estimativa é de que o mercado de hidrogênio verde possa movimentar cerca de 40 bilhões de euros até 2030. No Brasil, até o momento, dois grandes projetos estão sendo desenvolvidos, no Ceará e no Porto do Açu (RJ), informou o consultor técnico da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luciano Oliveira, que não vê barreiras para o início da produção de hidrogênio verde no País. Para Filipe Segantine, gerente de Desenvolvimento de Negócios Sustentáveis do Porto do Açu, o hidrogênio verde que será produzido no Brasil poderá se tornar o mais competitivo do mundo, atingindo o preço de US$ 0,55 por quilo, à frente dos vizinhos Argentina e Chile. (Broadcast Energia – 03.08.2021)

Aposta estratégica de diversas grandes empresas e de governos ao redor do mundo, o uso do hidrogênio (H2) como energia do futuro é tema de debate da websérie “Novas Energias”, promovida pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan) na próxima terça-feira (3), às 10h. Ao todo, projetos de Hidrogênio Verde no Brasil já somam US$ 22 bilhões. Neste ano, seis memorandos foram assinados por multinacionais para instalação de usinas em três estados, incluindo o Rio de Janeiro. A expectativa é de que em 30 anos, o Hidrogênio Verde (H2V) possa representar até 20% da matriz energética global. Diante disso, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) introduziu o H2 como um dos temas prioritários de pesquisa e desenvolvimento. Atualmente, o Ministério de Minas e Energia trabalha nas diretrizes do Programa Nacional do Hidrogênio. Outra vantagem do hidrogênio, além da não emissão de gases de efeito estufa, está a alta densidade energética, que permite várias formas de uso e de armazenamento. Com isso, seu uso poderá transformar a dinâmica de mercados estratégicos, não só o de energia elétrica como também o de transporte, já que a armazenagem é feita em cilindros semelhantes aos do GNV. Este horizonte de oportunidades para o país e para o estado do Rio será detalhado na segunda websérie “Novas Energias: Rotas de Hidrogênio: energia do futuro e oportunidades para o Rio”. O debate poderá ser conferido por meio do Youtube da Firjan: https://youtu.be/nncpc_WmxTs (Petronotícias – 01.08.2021)

A Engie anunciou que ingressou na Associação Brasileira de Hidrogênio (ABH2), tornando-se a primeira empresa do setor de energia a se filiar à entidade. O principal objetivo da companhia com a união é fomentar parcerias e estudos que impulsionem a adoção de tecnologias de hidrogênio verde no país, além de reforçar sua meta de zerar suas emissões líquidas até 2045. Outro foco da parceria é promover a capacitação de profissionais nessa área. De acordo com a empresa, o mercado de hidrogênio no Brasil depende de uma regulação adequada para se desenvolver. Nesse sentido, ela acredita que seu trabalho junto à ABH2 e suas outras associadas proporcionará oportunidades de alavancar marcos normativos e regulatórios no país, estabelecendo um ambiente de negócios competitivo e atraente para investidores. Atualmente, o Grupo Engie possui 70 projetos de hidrogênio verde industrial em funcionamento. A meta global da empresa é desenvolver 4GW de capacidade instalada de fabricação do elemento, implantar 700 km de redes dedicadas de hidrogênio e operar mais de 100 postos de abastecimento até 2030. (Brasil Energia – 03.08.2021)

Em artigo publicado no jornal O Estado de São Paulo, Anna Carolina Mattioli e Wagner Ferreira tratam de como a reforma tributária trará benefícios para os consumidores de energia elétrica. Segundo os autores, “reconhece como importante para todo o país a reforma tributária que busque sanar problemas estruturais, tais como burocracia, alto nível de complexidade da legislação, falta de transparência e elevado índice de litígios em esfera administrativa e judicial, além da necessidade de se reduzir a carga tributária no setor elétrico, que representa mais de 40% das contas de luz dos brasileiros.” Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 03.08.2021)

Em artigo publicado na Agência CanalEnergia, Marisa Zampolli, especialista em Gestão de Ativos no setor elétrico, engenheira elétrica, criadora do EGAESE e CEO da MM Soluções Integradas, trata da inovação como variável essencial para o avanço e melhoria da sociedade. Segundo a autora, “a inovação não é sempre medida pela introdução de novos modelos de negócio ou de tecnologias disruptivas apenas, mas também nos resultados alcançados na sua evolução, que traz benefícios às empresas e sociedade”. Ela conclui que “Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação que renascem, diariamente, estão no dia a dia e no futuro. E este impacto pode ser sentido por todos os cidadãos se continuarmos a avançar nos investimentos de curto a longo prazo que equilibrem projetos às necessidades, conformidade com otimização, inovação e evolução”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 03.08.2021)

Em artigo publicado na Agência CanalEnergia, Pedro Melo, Roberto Gomes, Leonardo Lins, Sérgio Balaban, José Altino e Iony Patriota, consultores do Grupo de Pesquisa em Gestão Integrada do São Francisco (GISF), tratam dos usos múltiplos da água, estruturando análises acerca do planejamento elétrico para a operação do SIN. Segundo os autores, “a recorrência, no momento atual, de conjuntura hidrológica crítica ilustra de forma assertiva a necessidade de promoção de ajustes nos processos de planejamento da expansão e operação do Sistema Interligado Nacional-SIN, que digam respeito ao uso múltiplo da água”. Eles concluem que “a constituição de um Grupo Interministerial envolvendo o Ministério de Minas e Energia – MME, o MDR, o ONS, a ANA, a ANEEL, e representantes da sociedade organizada, seria uma medida efetiva para definir as regras preconizadas aplicáveis tanto aos reservatórios dos rios Grandes e Paranaíba, São Francisco, Parnaíba e Tocantins”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 04.08.2021)

Em artigo publicado na Agência CanalEnergia, Ivo Leandro, coordenador do Núcleo Interdisciplinar de Estudos em Planejamento Energético da Universidade Federal do Mato Grosso e ex-presidente da Sociedade Brasileira de Planejamento Energético, analisou as questões técnicas e econômicas da geração distribuída. Segundo o autor, “se as características das instalações de GD estão voltadas para os previsíveis inputs como o tipo de carga, capacidade instalada, perfil da demanda, custos e outras estratégias para produção, armazenamento e exportação do excesso, os outputs apresentam comportamento pouco determinístico, provenientes da geração líquida do sistema, da alimentação flutuante nas redes, da degradação da qualidade de energia, associados ao aumento do nível de falhas, ao impacto nas perdas técnicas etc.” Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 05.08.2021)

Em entrevista publicada no Estadão, Walter Schalka, presidente da Suzano, analisa a visão em relação às metas ambientais. Schalka comenta que a empresa tem trabalhado em duas alternativas ecológicas que aproveitarão os insumos fornecidos pelas árvores e ter uma cadeia de produtos mais abrangentes, também diz que a empresa hoje é carbono negativa, uma vez que sequestram 15 milhões de toneladas e emitem 3,2 milhões. O presidente da Suzano afirma que é hora de governos e empresas agirem rápido para combater os efeitos do aquecimento global. Por isso as metas devem ser imediatas, em vez de postergadas em décadas. Para o executivo, a definição de um modelo de precificação de carbono para a compra de créditos de carbono por empresas poluentes deve ser urgente e acredita que o tema deva ser prioridade na COP-26. “Quando uma empresa promete ser carbono zero em 2050, não vejo como uma coisa relevante. Não dá para ficar postergando, acho muito mais válido dizer que vai reduzir as emissões em 30% até 2030. Precisamos de ações imediatas. Outra questão importante é a definição da precificação do carbono, de como isso vai ser comprado e vendido. Tem de ser caro, para forçar as empresas a investir na descarbonização. A COP-26 (conferência do clima em novembro, na Escócia) é a grande oportunidade para essa definição”, disse Walter  Schalka. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 02.08.2021)

“A hora é agora.” A afirmação de Rodolfo Saboia, diretor-geral da ANP, dá o tom da urgência com a qual trata a exploração dos campos do pré-sal, o que incluiu três áreas além das 200 milhas náuticas que podem ter reservas de 2,45 bilhões de barris. Em entrevista ao GLOBO, ele lista diversos fatores para o país voltar a realizar os leilões de concessão: a maior seletividade das empresas, os preços da commodity em recuperação, a oferta de campos com grande potencial em outros países e a transição energética. As ações para a redução das emissões de carbono para conter o aquecimento global foram aceleradas com a chegada do presidente dos EUA, Joe Biden, à Casa Branca, que retomou o ativismo americano na agenda ambiental. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 06.08.2021)