Antes mesmo de concluir as obras de Angra 3, o governo prevê a construção de mais uma usina nuclear – a quarta do País – no PDE 2031. A informação foi dada pelo ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque. A matriz responde hoje por menos de 3% de toda a energia gerada no País. Albuquerque já declarou que a energia nuclear é uma das prioridades do governo e uma fonte estratégica para encher os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. "Além da conclusão de Angra 3, em 2026 ou 2027, está prevista no plano uma nova usina nuclear no Brasil. Para isso o MME, a EPE e o Cepel (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica) já deram início a estudos complementares para novos sítios nucleares no Brasil", disse Albuquerque. O anúncio pegou o setor nuclear de surpresa. Presidente da Abdan, Celso Cunha explica que, para realizar os leilões, o governo terá de contar com o apoio do Congresso Nacional, mas poderá optar por um modelo híbrido, com a venda de participação na nova usina, que continuaria a ser operada pela Eletronuclear. Outro problema destacado é a exploração de urânio, combustível das usinas nucleares, também monopólio da União. Para garantir o abastecimento de novas unidades, o País vai precisar aumentar a exploração do mineral, que hoje só é permitida à iniciativa privada se houver outro mineral associado em grande volume. (O Estado de São Paulo – 06.09.2021)

Nota divulgada pelo Ministério de Minas e Energia após reunião da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética nesta sexta-feira, 5 de novembro, mostra que o governo já conta com o fim da vigência da Medida Provisória 1.055/2021, que instituiu a Creg. A MP vai perder a validade no próximo domingo, 7 de novembro, e, com isso, a câmara encarregada da gestão da atual crise hídrica também deixa de existir. “Os temas então debatidos na Creg continuarão a ser avaliados permanentemente no âmbito do Governo Federal por meio das governanças já estabelecidas, com a continuidade da participação, articulação e decisão multissetorial, com os endereçamentos adequados às competências de cada órgão ou instituição”, afirma o ministério. A nota do MME sobre os resultados do que deve ser a última reunião do colegiado lembra que a perda de validade da MP implica o encerramento dos trabalhos da Câmara. Destaca também a assertividade das decisões do colegiado para garantir a segurança e confiabilidade no fornecimento de energia elétrica e a preservação dos usos da água, mesmo no cenário de escassez hídrica. (CanalEnergia – 05.11.2021)

Os Ministérios das Relações Exteriores do Brasil e do Paraguai assinaram, na última sexta-feira (05/11), um documento que formaliza a criação da Comissão Binacional de Contas de Itaipu. O acordo vai permitir que as contas da hidrelétrica sejam auditadas e fiscalizadas por uma entidade binacional criada especificamente para esse fim, uma vez que a usina não pode ser submetida à Controladoria paraguaia nem ao TCU brasileiro, por ser regida por um regramento jurídico especial, o Tratado de Itaipu, firmado em 1973. As tratativas para a criação da comissão começaram em 2015, mas somente em 2017 foi realizada a primeira reunião sobre o tema. Depois disso, o assunto foi retomado apenas em agosto de 2019, e os processos foram acelerados neste ano de 2021. Atualmente, as contas de Itaipu são auditadas conjuntamente por empresas do Brasil e do Paraguai, que fazem análises anuais e enviam os relatórios para a direção da usina, que, com base nas recomendações, pode determinar providências. (Brasil Energia – 09.11.2021)

A EPE e o MME lançam o Caderno de Demanda de Eletricidade do Plano Decenal de Expansão de Energia 2031 (PDE 2031), publicação que antecipa resultados de diversos aspectos relacionados à demanda elétrica que serão apresentados no documento final do PDE 2031. O Caderno traz a perspectiva de evolução até 2031 de consumo na rede por classes, autoprodução, perdas de energia, entre outros aspectos da demanda, considerando três trajetórias ou cenários - Inferior, Referência e Superior – que estão alinhados às expectativas apresentadas no Caderno de Economia. Ao longo do horizonte, no cenário Referência, o consumo de eletricidade cresce 3,5% ao ano. Mesmo com ritmo menor de crescimento, 3% a.a, a classe industrial permanece como a de maior consumo. Neste mesmo cenário, a carga de energia para atender a demanda, inclusive perdas, tem crescimento médio de 3,4% entre 2021 a 2031, alcançando 97 GW médios ao fim do período. Em comparação ao plano anterior (PDE 2030), a carga de energia do SIN em 2030 teve ligeiro aumento, passando de 93,8 GW médios para 94,3 GW médios. Clique aqui e acesse o Caderno de Demanda de Eletricidade. (EPE – 10.11.2021)

A geração própria de energia solar fotovoltaica alcançou a marca de 800 mil unidades consumidoras, o equivalente a mais de 7,2 GW de potência instalada operacional, informou a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Segundo a associação, os consumidores residenciais são os que mais utilizam geração própria de energia solar, representando 75,8% do total de unidades consumidoras. Em seguida, aparecem consumidores dos setores de comércio e serviços (14,4%), produtores rurais (7,3%), indústrias (2,1%), poder público (0,3%) e outros tipos, como serviços públicos (0,02%) e iluminação pública (0,01%). A modalidade está presente em 5.083 municípios e em todos os estados brasileiros. Entre os cinco municípios líderes estão Cuiabá (MT), Brasília (DF), Uberlândia (MG), Teresina (PI) e Rio de Janeiro (RJ), respectivamente. Em nota, a entidade informou que o Brasil continua atrasado no uso da geração própria de energia solar, embora tenha avançado nos últimos anos. Dos mais de 88 milhões de consumidores de eletricidade do País, apenas 0,9% já faz uso do sol para produzir energia em telhados e pequenos terrenos. (Broadcast Energia – 10.11.2021)

A Aneel atualizou para R$ 2,78 bilhões o valor a ser pago à Eletrobras por despesas comprovadas com geração termelétrica, mas não reembolsadas pela Conta de Consumo de Combustíveis em razão das exigências de eficiência econômica e energética. A atualização se deve à inclusão de valores referentes ao período de maio de 2016 a junho de 2017 não repassados à Amazonas Energia, antiga distribuidora da estatal. O valor atualizado pelo IPCA de junho de 2021 será informado ao Ministério da Economia, que deverá considerar o crédito para fins de apuração do valor adicionado dos novos contratos de concessão de geração resultantes da privatização da Eletrobras. A lei 14.182, que autorizou a desestatização da empresa, determina o reconhecimento das despesas com combustível para geração térmica das antigas distribuidoras federais, não reembolsadas pela CCC até junho de 2017 por não atenderem aos critérios de eficiência. (CanalEnergia – 09.11.2021)

A Petrobras informou em comunicado na última quarta-feira, 10 de novembro, que finalizou a venda da totalidade de sua participação de 93,7% na Breitener Energética para a Breitener Holding Participações S.A., subsidiária integral da Ceiba Energy LP, investida da Denham Capital. A Breitener fica localizada no estado do Amazonas. A operação foi concluída com o pagamento de R$ 248 milhões para a Petrobras, com ajustes previstos no contrato. Além desse valor, há R$ 53 milhões em pagamentos contingentes, atrelados à remuneração futura da Breitener na venda de energia, totalizando a operação em R$ 301 milhões. A Breitener tem as UTEs Tambaqui e Jaraqui, localizadas em Manaus-AM, com capacidade instalada de 155,8 MW e 156,7 MW, respectivamente. (CanalEnergia – 11.11.2021)

Depois de conseguir suspender a liminar que impedia a ratificação do procedimento simplificado para contratação de energia de reserva, a Aneel homologou o resultado do leilão no sábado, 6 de novembro. A decisão do desembargador Ítalo Fioravante Mendes, presidente do Tribunal Regional Federal da 1ª Região, mantém os efeitos da suspensão até o trânsito em julgado das decisões de mérito nas ações principais.  O valor total transacionado foi 1,2 GW ao custo de R$ 39 bi, com preço médio de R$ 1.563,61/MWh e deságio médio de 1,2% em relação ao preço de referência. Os empreendimentos com energia mais barata foram uma termelétrica a cavaco de madeira (R$ 343,00/MWh) e duas usinas fotovoltaicas (R$ 343,00/MWh e R$ 347,00/MWh). Outras 14 térmicas a gás natural foram contratadas por valores entre R$1.594,00/MWh e R$1.601,95/MWh. Os R$ 9 bilhões anuais em receita fixa dos empreendimentos vencedores da disputa entrarão na tarifa para o consumidor, admitiu o relator do processo na Aneel, Efrain Cruz. Antes da liminar judicial, a Aneel tinha recebido uma solicitação do senador Weverton Rocha (PDT-MA) de suspensão do leilão, considerando a conveniência e a oportunidade do certame. Cruz ponderou, no entanto, que a autarquia foi apenas a executora da decisão do governo federal e não tem competência para entrar na análise dos pontos levantados pelo parlamentar. A diretoria da agência decidiu enviar a carta do senador ao MME para avaliação, depois de assinados os contratos com os geradores. Além de homologar a contratação, a Aneel aprovou a emissão das autorizações dos empreendimentos. (CanalEnergia – 08.11.2021)

O ministro Bento Albuquerque afirmou que a expectativa do MME é que o armazenamento do SIN no final de novembro fique em torno de 25,4%, sem indicação de uso de reserva operativa para o atendimento. “As medidas adotadas permitiram que o país permanecesse com a segurança energética e com o fornecimento de energia para todos os consumidores”, revelou. Os reservatórios do SE/CO terminaram outubro com 18,7%. Caso medidas como adiantamento de entrada em operação de usinas, campanha de Eficiência Energética e Programa de Resposta Voluntária da Demanda não fossem implantadas, a estimativa é que os níveis estariam zerados. Ainda de acordo com Albuquerque, 2022 já estava no radar do governo, uma vez que as medidas adotadas para esse ano também impactariam no ano que vem. Segundo ele, se houver uma escassez hídrica em 2022 como em 2021, o armazenamento no SIN ficará em 42,6% em maio. “Isso nos permite a governança com certa tranquilidade em relação ao ano de 2022”, avisa. Em abril de 2021, os reservatórios registravam volumes de 35,4%. Mesmo com a perspectiva melhorada, a situação operativa continua difícil e longe da normalidade. (CanalEnergia – 09.11.2021)

A carga de energia no SIN chegou a 70.669 MW med em setembro, um crescimento de 2%, em comparação com o mesmo período do ano passado. Segundo dados do ONS, no acumulado dos últimos 12 meses a demanda apresentou uma variação positiva de 5%, em relação ao período anterior. Se comparado com o último mês de agosto, houve uma queda de 4,5%. O resultado positivo se dá pela permanência do setor industrial em crescimento, mesmo com oscilações e instabilidades econômicas, e pelo aumento da carga de consumidores industriais na região Norte. De acordo com o operador, o desempenho do índice continua refletindo a retomada da reabertura econômica, e apesar da queda pontual em setembro, devido ao aumento dos insumos e da inflação, a confiança nos serviços mostrou boa recuperação ao longo do terceiro trimestre.  Na análise regional, o subsistema Nordeste teve destaque com carga de energia no mês, registrando alta de 7,7% ou 1.862 MW med. Em seguida, a região Norte apresentou incremento de 5,7% na demanda ou 6.344 MW med, seguido pelo Sul, com aumento de 2% ou 11.706 MW med. Em contrapartida, a carga no SE/CO ficou negativa em 0,1% ou 40.756 MW med, em comparação com setembro de 2020. (Brasil Energia – 08.11.2021)

Temperaturas mais amenas no Sudeste e Sul do país contribuíram para redução de 5,7% no consumo de eletricidade do Brasil em outubro na comparação com o mesmo período do ano passado. A afirmação deriva da CCEE, mostrando que o país utilizou 62.918 MW médios do SIN no último mês. O mercado regulado demandou 40.614 MW médios, volume 10,4% menor na comparação anual. Já o ambiente de contratação livre utilizou 22.304 MW médios, alta de 4,2%. Ao desconsiderar os consumidores que se deslocaram entre dois segmentos nos últimos doze meses, o ambiente regulado teria reduzido em 8% o seu consumo, enquanto o livre teria mantido estabilidade, com leve variação negativa de 0,3%. Outro fator relevante é o impacto da Geração Distribuída no mercado regulado. São geradores independentes, como painéis fotovoltaicos instalados em empreendimentos comerciais ou residências. Se não houvesse esse tipo de sistema, a redução no mercado regulado teria sido menor, de cerca de 9%. As regiões Norte e Nordeste foram as únicas em que alguns estados registraram taxas de crescimento na demanda por energia no comparativo com outubro do ano passado. O destaque fica para Ceará e Rondônia, ambos com o maior incremento do período, de 3%. As demais regiões tiveram queda no consumo. Rio Grande do Sul, Rio de Janeiro e Mato Grosso do Sul recuaram 14%, 12% e 11%, respectivamente. (CanalEnergia – 08.11.2021)

A primeira revisão semanal do PMO de novembro mostra uma relativa estabilidade nas projeções apresentadas pelo ONS quando comparados com os números de sete dias atrás. A expectativa de crescimento de carga está em 1,1%. Esse é um leve recuo de 0,3 p.p. ante o esperado inicialmente pelo ONS. Apenas no SE/CO é que se espera retração, de 0,7%. Nos demais submercados a previsão é de alta, sendo 1,3% no Sul, 5,3% no Nordeste e de 4,9% no Norte. Já as afluências estão em nível semelhante ao da semana passada. No SE/CO e no Norte a ENA continua acima da MLT, com 104% e 159%, respectivamente. Já no NE é estimada em 66% e no Sul em 58% da MLT. Em relação ao nível de armazenamento, os reservatórios no SE/CO continuam como os mais baixos, mas é apenas neste submercado que estão em recuperação. No resto do país segue o deplecionamento. A nova projeção para a região que concentra 70% da capacidade de reservação aponta para terminar novembro com 19,2%. Os níveis no NE e no Norte estão em patamar semelhante sendo 35,3% e 34,7%, respectivamente. No Sul estão as projeções mais elevadas com 44,5%. (CanalEnergia – 05.11.2021)

Durante o Brazil Windpower, o diretor-geral do ONS, Luiz Carlos Ciocchi, respondeu as críticas sobre a suspensão do recebimento de ofertas de recursos adicionais de geração e de Resposta Voluntária da Demanda por conta da melhora das condições hidroenergéticas. Para ele, o Brasil não precisa de energia de ponta neste momento. O executivo reconheceu a contribuição do setor industrial em deslocar ou reduzir a demanda de energia nos horários de pico para assegurar a manutenção da segurança energética no país, mas disse que o Brasil precisa agora recuperar os reservatórios, que foram fortemente prejudicados pela pior crise hídrica dos últimos 91 anos. O Operador, no entanto, não exclui a possibilidade da retomada das ações em 2022, caso seja identificada a necessidade de recursos adicionais para atendimento à demanda por energia elétrica no País. (CanalEnergia – 10.11.2021)

Com alta de 30,3% em 12 meses até outubro, a energia elétrica segue como um dos itens de maior pressão no IPCA. Da inflação acumulada no período, de 10,67%, os reajustes na conta de luz respondem por 1,3 p.p. Em 12 meses até outubro, de 2% em Campo Grande a 39,1% em Vitória, segundo levantamento de Fábio Romão, da LCA Consultores. São Paulo e Rio de Janeiro, com maior peso na composição do IPCA, acumulam aumentos de 35,7% e 26,4% na energia, respectivamente. Além da bandeira “escasses hídrica” houve reajuste de tarifa para algumas distribuidoras. Goiânia registrou, entre setembro e outubro, a maior variação da energia entre as regiões pesquisadas, de 5,34% - na média brasileira, o reajuste foi de 1,16%. No fechado de 2021, porém, a tarifa residencial deve desacelerar a alta para 21,3%, projeta Romão. Isso deve ocorrer por causa da alta base de comparação com dezembro de 2020, período em que já estava em vigor a bandeira vermelha patamar 2. Para 2022, a LCA projeta alta de 6,3% da energia. (Valor Econômico – 11.11.2021)

O consumo total de eletricidade no Brasil deve ter crescimento médio de 3,5% anuais entre 2021 e 2031, para um desempenho esperado do PIB de 2,9% a.a. A previsão para a energia ofertada é de 3,4% a.a., com expansão de 27 GW médios. As projeções foram feitas pela EPE e estão no Caderno de Demanda de Eletricidade do PDE 2031. Para esse ano, o documento traz uma previsão de aumento médio de 5% no consumo, na comparação com o ano passado, com altas de 8,7% no setor industrial, de 4,9% no comercial, de 1,9% no residencial e de 3% para demais subclasses de consumidores. No cenário inferior, a projeção é de 1,9%, e no superior de 5,8%.  Na perspectiva decenal, o consumo médio das residências deve passar de 165 kWh/mês em 2021 (mesmo valor de 2020 e de 2022) para 196kWh/mês em 2031, com esse universo de consumidores passando de 76 milhões para 88 milhões de unidades. O crescimento médio, no cenário de referência, é de 3,3% anuais. Para a indústria é esperado aumento médio de 3% a.a. na carga, com 3,2% em média para os setores tradicionais e 2,5% para os eletrointensivos. O comércio e as outras classes de consumidores voltam a se destacar com crescimento médio anual de 4,2% e de 4,4%, respectivamente. (CanalEnergia – 11.11.2021)

A incorporadora brasileira Casa dos Ventos Energias Renováveis fez parceria com a comercializadora local de eletricidade Grupo Comerc Energia para co-investir no desenvolvimento de projetos de hidrogênio verde no Brasil. A Casa dos Ventos disse no dia 05/11 que os parceiros esperam investir mais de US $ 4 bilhões (EUR 3,5 bilhões) em projetos de hidrogênio verde nos próximos dez anos, visando tanto a demanda doméstica quanto às exportações. A parceria também visa desenvolver um projeto de geração distribuída de hidrogênio (GD) por meio da instalação de plantas de produção nas unidades industriais das empresas, disse a Casa dos Ventos. (Renewables Now - 08.11.2021)

Em artigo publicado no jornal CanalEnergia, Armando Ribeiro de Araujo trata de analisar os possíveis impactos da introdução do hidrogênio tanto no setor de energia, mas, mais particularmente no Setor Elétrico nacional. Ele conclui que “Para participar da ‘luta’ pela descarbonização, o hidrogênio terá que ser produzido sem emissões, e, portanto, duas alternativas surgem preferenciais: produção por eletrolise da água usando fontes limpas de eletricidade, ou, desenvolver e implantar captura de carbono nas instalações usando combustíveis fosseis.”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 08.11.2021)

Em artigo publicado no Publico, Miguel Setas, administrador do Grupo EDP, trata da necessidade de reconstruir o caminho global visando zerar as emissões líquidas de carbono e como a COP26 tem suma importância para esse objetivo. Segundo o autor, “um ambiente de pessimismo climático tem-se espalhado ao longo dos últimos anos, com relatórios de cenários catastróficos antes do fim do século. [...] Temos de reconstruir este caminho e a última oportunidade aparente para o sucesso está na COP26”. O mesmo acrescenta que “um dos grandes desafios desta cimeira é que se consiga trabalhar em conjunto para finalizar o livro de regras de Paris, sobretudo o artigo 6°, no qual ficará regulada a forma como os países voluntariamente cooperar entre si para reduzir a forma mais econômica”. Ele conclui que “esta é a altura decisiva para criar laços de reforço positivo de uma nova ambição climática com políticas públicas sólidas e ambiciosas, incentivos de mercado e regulamentos que deem clareza e confiança às empresas para investirem decisivamente em produtos, serviços e soluções neutras em carbono.  Só assim conseguiremos voltar a descer os (de)graus desta escalada”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 08.11.2021)

Em artigo publicado no Valor Econômico, Pietro Erber, engenheiro eletricista, trata do hidrogênio como importante vetor energético, com foco no H2 verde e rosa. Segundo o autor, “num contexto mundial onde a descarbonização é prioritária, a oferta e a utilização de H2 deve privilegiar, dentre outros fatores, as cadeias de transformações que envolvam, desde sua obtenção até sua utilização final, a maior eficiência agregada e a menor emissão de carbono”. Ele conclui que “uma política de obtenção e utilização de H2 deve privilegiar aquele obtido por via eletrolítica a partir de fontes renováveis ou da energia nuclear”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 09.11.2021)

Em artigo publicado no Ensaio Energético, Bruno Cunha, Roberto Schaeffer e Alexandre Szklo, pesquisadores do Centro de Economia Energética e Ambiental (CENERGIA/PPE/COPPE/UFRJ), tratam do papel que teve, tem e terá a indústria de petróleo e gás frente ao cenário de crise climática. Segundo os autores, “um caso emblemático é o recente reconhecimento da promoção de desinformação em relação à ciência do clima por determinadas empresas e instituições da indústria de petróleo e gás (O&G). [...] Constatou-se que desinformações sobre as mudanças climáticas, utilizando-se, inclusive, de argumentos econômicos tendenciosos (Franta, 2021b), foram amplamente divulgadas durante a década de 1980, a fim de promover políticas públicas favoráveis ao setor e enfraquecer políticas climáticas”. O mesmo acrescenta que “de acordo com a análise do Production Gap Report 2021, projeta-se um aumento na produção global do setor de O&G nos próximos 20 anos, o que pode levar a 26-56 mb/d (57%) e a 1,3-2,5 trilhões de metros cúbicos (71%) a mais do que seria consistente com um cenário de aquecimento de 1,5°C. Até então, muitos países têm justificado a contínua extração e produção devido à importância das rendas oriundas do setor nas suas economias, bem como por questões envolvendo empregabilidade e segurança energética”. Ele conclui que “no futuro, grandes nomes da indústria de O&G podem ser conhecidos como aqueles que negligenciaram a Ciência e não enfrentaram o desafio da emergência climática quando ainda tínhamos tempo. Por outro lado, podem aproveitar a já estreita janela de oportunidade para liderar uma nova economia cada vez mais eficiente, interconectada e limpa”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 10.11.2021)