O presidente Jair Bolsonaro editou decreto que regulamenta a contratação de usinas termelétricas a gás e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) prevista na lei que permite a privatização da Eletrobras. A obrigação de comprar energia de empreendimentos dessas fontes não estava prevista no texto original enviado pelo governo ao Congresso, mas foi incluída durante a tramitação por parlamentares. O decreto foi publicado no Diário Oficial da União na quarta-feira, 13. A legislação prevê a contratação de oito mil megawatts (MW) de térmicas no Nordeste, Norte, Centro-Oeste e Sudeste. Na prática, será necessário comprar energia de usinas que serão construídas mesmo em locais onde não há suprimento do insumo ou infraestrutura. De acordo com associações do setor, a obrigatoriedade de compra de energia dessas fontes e outros jabutis - como são chamados os trechos estranhos ao teor original do texto do Executivo - irão onerar em bilhões de reais os consumidores. O decreto determina que a União deverá comprar, para início de suprimento em dezembro de 2026, 1.000 MW na região Norte. Para início em dezembro de 2027, deverão ser contratados 1.000 MW na região Norte e 1.000 MW no Nordeste. Já para início de suprimento em dezembro de 2028 deverão ser contratadas 500 MW na região Norte e 2.500 MW no Centro-Oeste. Para dezembro de 2029 deverão ser mais 1.000 MW no Sudeste. (BroadCast Energia – 13.04.2022)

Agentes compradores do mercado livre terão que aportar garantias financeiras para participar do Mecanismo de Venda de Excedentes pelas distribuidoras. A exigência está em resolução aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica para dar maior segurança às transações contra eventuais calotes. A norma estabelece a garantia de participação, que terá de ser depositada por todos os compradores em potencial, e a de fiel cumprimento do contrato para os que adquirirem a energia excedente ofertada. Por meio do MVE, as distribuidoras podem vender uma parcela da energia que está sobrecontratada, em processos competitivos destinados aos agentes que atuam no ambiente livre. O pagamento é feito em liquidação financeira específica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. De acordo com a Aneel, embora a inadimplência média nas transações do mecanismo em 2019 e 2020 tenha sido de apenas 2,04%, os débitos em aberto com algumas distribuidoras eram superiores a 30%. (CanalEnergia – 13.04.2022)

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a revisão dos critérios de entrada, de manutenção e de saída de agentes no mercado de energia. Parte de um conjunto de medidas destinadas a aumentar a segurança do mercado, as novas regras dividem os comercializadores em dois tipos, de acordo com o porte da empresa, e estabelece diferentes requisitos para autorização e permanência desses agentes no ambiente de comercialização. O início do processo de desligamento será feito já na primeira ocorrência de não efetivação de contratos. A norma classifica como comercializadoras do Tipo 1 empresas de médio e grande porte, que não terão limitação para registro de montantes de venda no Sistema de Contabilização e Liquidação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. As do Tipo 2 são agentes de pequeno porte, para as quais foi estabelecido limite para registro de até 30 MWmédios mensais no SCL. Como a exposição das empresas menores será limitada, os requisitos de entrada e manutenção também ficarão menos rígidos para esses agentes. As regras atuais não impõem limites de comercialização, e as obrigações são iguais para todos. (CanalEnergia – 13.04.2022)

A Superintendência de Gestão Tarifária da Aneel definiu os valores das quotas referentes ao encargo da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) de fevereiro de 2022, relativos às concessionárias de transmissão que atendam consumidor livre e/ou autoprodutor com unidade de consumo conectada às instalações da Rede Básica do SIN. O valor total é de R$ 79.915.584,06 e o prazo para recolhimento será até o dia 10 de maio de 2022. Outra decisão do regulador foi fixar os valores das quotas de custeio referentes ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa, para o mês de junho de 2022, relativos às concessionárias do serviço público de transmissão de energia elétrica que atendam consumidor livre e/ou autoprodutor com unidade de consumo conectada às instalações da Rede Básica do SIN e as quotas definidas no Anexo do Despacho deverão ser recolhidas à Eletrobras até 10 de maio de 2022, para crédito da Conta Proinfa, no valor total de R$ 37.376.982,03. (CanalEnergia – 18.04.2022)

O MME publicou portaria com as diretrizes dos leilões de energia nova A-5 e A-6 de 2022. Os certames estão previstos para 16 de setembro e serão direcionados à contratação de empreendimentos de fontes hídrica, eólica, solar fotovoltaica (apenas para o A-5) e térmica a biomassa, a gás natural, a carvão mineral nacional, a partir da recuperação energética de resíduos sólidos urbanos e a biogás. O início do suprimento de energia elétrica será, respectivamente, em 1º de janeiro de 2027 e em 1º de janeiro de 2028. Não poderão participar empreendimentos de geração que entrarem em operação comercial até a data de publicação dos editais, mas será admitida a disputa para oferta de energia derivada de ampliações de usinas existentes. Serão negociados contratos por quantidade com duração de 20 anos para central geradora hidrelétrica, pequena central hidrelétrica e usina hidrelétrica com potência igual ou inferior a 50 MW. Usinas eólicas e fotovoltaicas também terão contratos por quantidade, mas pelo período de 15 anos. A modalidade por disponibilidade será apenas para termelétricas, que terão contratação por 20 anos. Para o A-6, especificamente, serão aceitos empreendimentos térmicos a gás natural em ciclo aberto, ciclo combinado e ampliação de empreendimentos existentes, inclusive, por meio de fechamento do ciclo térmico. (CanalEnergia – 18.04.2022)

A expansão da transmissão de energia no Brasil vai demandar mais R$ 50 bilhões em investimentos até 2030, indica a segunda parte do estudo sobre expansão da transmissão para reforços no Sistema Interligado Nacional (SIN), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Os projetos devem ser incluídos nos leilões de transmissão da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em 2023. “O ano em que vamos ter o recorde de investimentos colocados em leilão vai ser 2023, considerando todo o histórico de leilões desde 1999. Temos confiança de que isso vai ser possível porque esse é um setor bem consolidado”, afirmou o coordenador-geral de planejamento da transmissão da EPE, Guilherme Zanetti, em evento on-line na terça-feira (19) para apresentar o estudo. Como comparação, os dois leilões previstos para 2022 incluem outros projetos, que devem totalizar investimentos de R$ 17,9 bilhões. “Os leilões de 2022 já estão estruturados e agora estão em andamento os trabalhos para estruturação dos leilões de 2023”, afirmou o secretário de planejamento e desenvolvimento energético do MME, Paulo Cesar Domingues, durante o evento. (Valor Econômico – 19.04.2022)

Dados do Programa Mensal de Operação sinalizam que a carga no Sistema Interligado Nacional deve ter um aumento de 2,5% em abril na comparação com o mesmo mês do ano passado. A última previsão indicava que a carga subiria 2,3% no mês. O subsistema Sudeste/ Centro-Oeste deve experimentar um crescimento na carga de 5,6%, sendo seguido pelo nordeste, onde a carga deve aumentar em 1,3%. Para as regiões Sul e Norte, são previstos recuos de 3,5% e 3,1%, respectivamente. (CanalEnergia – 14.04.2022)

Para os consumidores brasileiros, a medida representa uma queda de 20% no valor da conta de luz, que deve permanecer até o final do ano Além de baratear a conta e aliviar o bolso dos consumidores, a bandeira verde na conta de luz dá um sinal positivo quanto ao risco hidrológico. “A volta para a bandeira verde vai ser vista pelo mercado positivamente, como um sinal de que o equilíbrio de oferta e demanda de energia está voltando ao normal, e isso sempre é bom para o setor como um todo. Mas não tem maiores impactos no equilíbrio econômico e financeiro das empresas, principalmente das distribuidoras que eram as mais afetadas pelo regime de bandeiras”, diz Luiz Fernando Araújo, CEO da Finacap Investimentos. (O Estado de São Paulo – 18.04.2022)

O hidrogênio é uma das possibilidades para auxiliar a transição energética necessária para mitigar os efeitos do aquecimento global. O hidrogênio turquesa é produzido via pirólise do gás natural, tendo como subproduto o negro de fumo, uma forma sólida do carbono, e, portanto, não emite CO2 para a atmosfera durante a sua produção. A nota técnica apresenta os processos de produção de hidrogênio turquesa, a produção e os aspectos logísticos do negro de fumo, exemplifica alguns projetos internacionais e descreve o estudo de caso com as estimativas de custo de uma planta de hidrogênio turquesa no Brasil em zona costeira e/ou dentro de complexos petroquímicos. Nota-se que a receita gerada pela venda do negro de fumo é um fator importante no aumento da viabilidade econômica do processo de produção do H2 turquesa. O hidrogênio também poderia ser usado na indústria brasileira para a produção e exportação de produtos de baixo carbono destinados aos mercados externos - que demandam e remuneram esse ativo ambiental. (EPE – 18.04.2022)

A White Martins quer produzir hidrogênio verde no complexo portuário Porto do Açu, no norte do Rio de Janeiro. A empresa, inclusive, assinou um Memorando de Entendimento com o Porto do Açu, com o objetivo de avaliar a viabilidade da produção de hidrogênio verde. Esta é a primeira etapa de um projeto que pretende unir as expertises das companhias e o potencial energético do estado. O documento com o Porto do Açu prevê um estudo para levantar dados sobre a viabilidade do uso do hidrogênio verde na região. Os resultados serão utilizados pela White Martins para determinar a possibilidade da implantação de uma planta produtora de hidrogênio verde e de amônia verde no complexo portuário. A formalização desses entendimentos entre a White Martins e o Porto do Açu também tem como finalidade incentivar o desenvolvimento industrial da região norte do mar do Rio de Janeiro, além de contribuir com o processo de descarbonização, ao proporcionar o aumento da participação de fontes renováveis na matriz energética do Rio de Janeiro e da Região Sudeste, principal polo industrial do Brasil. (Petronotícias – 13.04.2022)

A Enel Brasil e o Governo do Estado da Bahia assinaram um Memorando de Entendimento para a realização de estudos de viabilidade de projetos de produção de hidrogênio verde pela Enel Green Power Brasil, braço de geração renovável do Grupo Enel no país. Serão avaliados os setores técnicos, comerciais e financeiros para este empreendimento. A parceria tem como objetivo unir esforços para analisar as premissas que influenciam na viabilidade de projetos de produção de hidrogênio verde no Estado, fomentando o futuro desenvolvimento de toda a cadeia produtiva na região. O memorando tem a duração de um ano, com possível prorrogação. (Petronotícias – 13.04.2022)

Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Richard L. Hochstetler (diretor de Assuntos Econômicos e Regulatórios) e Eduardo Müller Monteiro (diretor executivo do Instituto Acende Brasil) tratam da remuneração necessária para a prestação de serviços ancilares. Segundo os autores, “a provisão adequada dos serviços ancilares requer o aprimoramento da regulamentação, pois o quadro regulatório vigente não reflete adequadamente os custos e não proporciona incentivos adequados para a provisão destes serviços. [...] A mobilização para o aperfeiçoamento da regulamentação foi iniciada em agosto de 2019 com um workshop promovido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e com a Tomada de Subsídios 06/2019 da Aneel. E, em março de 2022, a Aneel recebeu as contribuições para a primeira fase da Consulta Pública 83/2021, cujo objetivo é a revisão de alguns aspectos do processo de contratação de serviços ancilares.” Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 20.04.2022)