Ao tratar dos desafios associados ao não aproveitamento da geração de energia por parte das hidrelétricas em entrevista ao Valor, o pesquisador sênior do GESEL-UFRJ, Roberto Brandão, sublinhou que foi um erro impedir a construção de novos reservatórios, apesar de encontrar razoabilidade nos argumentos ambientais contra. Brandão explica que, no mês de janeiro, a abertura das comportas das usinas ocorreu antes dos reservatórios encherem completamente. Trata-se de uma ação planejada do ONS para controle de cheias, que consiste em manter um volume de espera nos reservatórios para evitar ou minorar inundações. (Valor Econômico - 06.01.2023)

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deve retomar na próxima terça-feira, 7, as discussões sobre os processos que tratam da regulamentação da lei 14.120/2021, mais conhecida como marco legal da Geração Distribuída (GD). Os processos que tratam do tema foram incluídos novamente na pauta da reunião da diretoria. Na última terça, 31, a análise foi adiada por decisão do diretor Hélvio Neves Guerra, que relata um dos processos sobre GD. O pedido aconteceu após vinte sustentações orais de agentes do setor, que questionavam pontos previstos na minuta de resolução proposta pela área técnica da agência reguladora. Como o Broadcast Energia mostrou, parte do setor viu inconsistências entre a minuta proposta pela área técnica na semana passada e o próprio marco legal. Uma delas foi a limitação de alteração de integrantes de um mesmo sistema de geração compartilhada apenas a cada 180 dias. (Broadcast Energia - 02.02.2023) 

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica rejeitou recurso apresentado pelas empresas Linhares Geração e Povoação Energia e manteve multas por atraso na implantação das termelétricas LORM e Povoação 1. As penalidades aplicadas pela fiscalização somam quase R$ 17 milhões. A UTE Povoação foi multada inicialmente em R$ 12,8 milhões, mas o valor foi reduzido para R$ 11,6 milhões. Para a UTE Lorm foi emitida penalidade de R$ 5,8 milhões, revista depois para R$ 5,3 milhões. Os dois empreendimentos foram contratados de forma emergencial no Procedimento Competitivo Simplificado de outubro de 2021 e deveriam ter entrado em operação em 1º de maio do ano passado. A UTE LORM começou a operar comercialmente a partir de 20 de julho, e a UTE Povoação 1 a partir de 23 de julho de 2022. (CanalEnergia - 01.02.2023) 

O prazo da outorga da hidrelétrica Estreito será estendido em 852 dias. A extensão do contrato foi solicitada pelo Consórcio Estreito Energia, após o reconhecimento do excludente de responsabilidade da concessionária pelo atraso na implantação da usina. A Agência Nacional de Energia Elétrica determinou que o novo período de vigência da concessão será formalizado somente após a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica recalcular o período de validade da outorga decorrente da repactuação do risco hidrológico pelo gerador. A empresa teve direito ao acréscimo de 1.876 dias como resultado da renegociação do GSF pelas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de energia. Com o acordo, o fim da vigência da concessão passa de dezembro de 2037 para fevereiro de 2043. Se for somado o período de excludente, a extensão vai até meados de 2045. A usina localizada na divisa entre Maranhão e Tocantins tem potência instalada de 1087 MW. (CanalEnergia - 01.02.2023) 

Visando avançar na agenda da abertura do mercado livre, a CCEE está nesse momento discutindo três temas específicos com a Aneel e que podem virar debates públicos ainda nesse semestre. A informação foi passada pelo Conselheiro da CCEE, Marcelo Loureiro, durante o primeiro encontro do grupo de trabalho da Anace tendo a Câmara de Comercialização como convidada, realizado de forma online na tarde dessa quarta-feira, 1º de fevereiro. Sobre o primeiro ponto, Loureiro aponta a ideia de criar alguma organização no sentido de ser aplicado de fato a possibilidade do consumidor decidir se quer vivenciar a atividade do varejo não só no papel da regulamentação, que não deixa essa opção de forma fluída. (CanalEnergia - 01.02.2023) 

A Aneel liberou para início da operação em teste, a partir de 1º de fevereiro, as unidades geradoras 1 a 91 da UTE Cruzeiro do Sul D, com 52,78 MW de capacidade instalada; a UG1 a UG16, da UTE Feijó D, com 7,04 MW; a UG1 a UG21, da UTE Tarauacá D, com 9,24 MW, todas localizadas no estado do Acre. Ainda para operação em teste, as UG1 e UG2, da UFV Caldeirão Grande IV, com 6,8 MW, localizada no Piauí, também receberam liberação. No total, a Aneel autorizou 75,86 MW para teste. Para operação comercial, a agência reguladora liberou 4,5 MW da UG8, da EOL Ouro Branco 2, em Pernambuco. As liberações foram publicadas no Diário Oficial da União desta quarta-feira, 1º de fevereiro. (CanalEnergia - 01.02.2023) 

O Brasil tem que estar aberto às inovações tecnológicas para promover a transição energética, admitindo, inclusive, a possibilidade de criar incentivos temporários para garantir a viabilidade de fontes com a eólica offshore e a produção de hidrogênio verde. A avaliação é do professor da Coppe/UFRJ e ex- presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Maurício Tolmasquim, que vê a passagem para a descarbonização da economia como um caminho inevitável. Convidado para a entrevista de estreia do programa Vozes da Energia, da Abrace, Tolmasquim disse, porém, que é necessário evitar a perpetuação de eventuais benefícios e tentar manter uma “tarifa pagável”. Ele explicou que cada fonte tem um custo de entrada e que considera legítimo um movimento que já acontece na Europa e nos Estados Unidos, de incentivo ao processo de mudança da matriz energética. Ponderou, no entanto, que é preciso um limite temporal para qualquer política nesse sentido. “Tem que ter, ao mesmo tempo, a porta de saída já estabelecida. Porque se você tentar botar a porta de saída depois, ela nunca aparece, porque aquilo vira algo permanente”, disse nesta quinta-feira, 2 de fevereiro. “O que não dá é isso se transformar em um mecanismo permanente. É o que, infelizmente, vem ocorrendo no Brasil. Apoios que são pontuais numa fonte acabam virando um subsídio permanente e desnecessário. A gente vê isso hoje no caso da solar e eólica, que só agora, com atraso, está saindo da Tust e da Tusd subsidiada, mas que ainda vai perdurar para o consumidor pagar durante muito anos. A GD é a mesma coisa.” No caso da eólica offshore, o Brasil tem a oportunidade de ligar a fonte à produção de hidrogênio para exportação, justamente porque na Europa e nos EUA estão aceitando pagar preços mais altos, seguindo políticas de utilização do produto. Existem legislações que são muito restritivas em relação ao que pode ser considerado hidrogênio verde, e outras que amarram a planta de geração de energia à produção do insumo, o que pode ser uma vantagem competitiva para a fonte no pais, destacou Tolmasquim. (CanalEnergia - 02.02.2023) 

A Open Access Technology International, Inc. (OATI) apresentará exemplos extensos e comprovados em campo de seus sistemas de gerenciamento de recursos de energia distribuídos (DERMS) e suas novas soluções Smart City IoT na DISTRIBUTECH International. No setor de Cidades Inteligentes, a OATI mostrará a cidade de SmartDale na nova Zona de Cidades Inteligentes de 2023, onde aplicações de cidades reais e seus vínculos com serviços públicos ganham vida. Com sua cidade inteligente webSmartIoT , a OATI capacita líderes comunitários e cidadãos a tomar ações baseadas em dados que aprimoram as operações da cidade, gerenciam ativos críticos e melhoram a vida dos residentes. Isso é feito ao oferecer suporte a um número ilimitado de usos de alto valor em uma única rede comum, webSmartIoT for Cities, que utiliza LoRaWAN , a rede de área ampla de longo alcance e protocolo aberto, como parte da rede de ponta a ponta. pilha de solução final. (Power Grid – 04.02.2023) 

A Eletrobras aportou R$ 883 milhões para projetos de revitalização das bacias hidrográficas da área de influência da Chesf e de Furnas, bem como para a redução estrutural de custos de geração de energia na Amazônia Legal e melhorias na navegabilidade dos rios Madeira e Tocantins. O movimento acontece no âmbito da privatização da empresa, com os valores discriminados sendo de R$ 230 milhões para Furnas; R$ 295 milhões para Eletronorte e R$ 350 milhões para a Chesf. (CanalEnergia - 01.02.2023)  

A Eletrobras Chesf e a Goldwind assinaram contrato no valor de R$ 66,6 milhões para fornecimento de equipamentos para a conclusão do Parque Eólico Casa Nova B, na Bahia. Com essa contratação, o projeto que possui estruturas erguidas, terá obras retomadas a partir do segundo semestre deste ano e entrará em operação comercial em 2025. O contrato prevê a recuperação de aerogeradores instalados no município de Casa Nova (BA). O projeto foi paralisado em 2014 com 60% de avanço físico, devido à falência do antigo fornecedor, a fabricante argentina Impsa. Em 2012, a Chesf havia informado que contrataria fornecedores especializados, dentre eles a fabricante Goldwind, mesma empresa que retomou e concluiu as obras do parque vizinho de Casa Nova A. (CanalEnergia - 02.02.2023) 

A Chesf deu mais um passo no projeto de modernização de suas usinas na Bahia. Em uma operação liderada pela Engenharia, com apoio das áreas de Operação e Manutenção, foi executado a retirada do rotor do gerador de uma das seis unidades geradoras da UHE Sobradinho (BA, 1.050 MW). O rotor é um dos equipamentos mais importantes para a geração de energia em uma UHE e pesa mais de 740 toneladas. Essa ação, relata a empresa, foi planejada há meses. O rotor foi transportado por sobre o piso dos geradores até o hall de montagem da usina, onde foi posicionado, possibilitando assim a continuação da desmontagem e recuperação dessa unidade geradora. A usina tem 43 anos de operação e está sendo modernizada desde 2021. O contrato foi firmado no valor de R$ 258 milhões, com previsão de execução em 5 anos. Só em 2022 foram investidos mais de R$ 1 bilhão nas centrais de Sobradinho e Paulo Afonso IV, na Bahia, Luiz Gonzaga, em Pernambuco e Xingó, em Sergipe, além da substituição de ativos de transmissão que estão em final de vida útil, aumentando a disponibilidade e a confiabilidade operacional do sistema eletroenergético da subsidiária da Eletrobras. (CanalEnergia - 02.02.2023) 

Ao tratar dos desafios associados ao não aproveitamento da geração de energia por parte das hidrelétricas em entrevista ao Valor, o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira, apontou que a mudança do papel das hidrelétricas no segmento da geração está se dando de maneira inadequada, com altos custos às empresas. “As fontes intermitentes [eólica e solar] existem graças às hidrelétricas e ao sistema de transmissão, mas é inadequado a forma como está acontecendo hoje. A hidrelétrica, que foi feita para ser base do sistema, por ter o menor custo, está sendo onerada pelo GSF [risco hidrológico], porque não é despachada em sua totalidade, e fica fazendo papel de pilha do setor com custos absurdos e desgastes nas máquinas”, declarou Wilson Ferreira. (Valor Econômico - 06.01.2023)

A Neoenergia informou a conclusão da subestação Rio Formoso II, a ampliação da Rio das Éguas e 105 km na linha de transmissão em 230 kV que interliga os dois ativos no interior baiano. O empreendimento foi energizado neste mês, com 14 meses de antecipação ao cronograma previsto pela Agência Nacional de Energia Elétrica no lote 9 do leilão 002/2019. A assinatura do contrato de concessão aconteceu em março de 2020, com previsão inicial de entrega da obra em quatro anos, o que aconteceu em 34 meses. A SE conta com duas unidades de transformação 230/138kV com potência instalada de 200 MVA cada, além de um novo pátio na estação de Rio das Éguas, com sete unidades de 500/230kV e 100 MVA. (CanalEnergia - 01.02.2023)  

A CPFL comunicou a entrada em operação do empreendimento Sul I, composto pelas linhas de transmissão em 230 kV YTA-XAN e YTA-PIN2 – CPFL Sul I, além da ampliação da Subestação YTA, com potência adicional de 1.344 MVA e tensão de 525/230 kV. A entrada ocorreu mais de um ano antes da data prevista inicialmente pela Aneel, que era de março de 2024. Sul I é um empreendimento do lote 05 presente no leilão de transmissão nº 004/2018, realizado em dezembro de 2018 e 100% controlado pela CPFL Geração. Possui uma RAP prevista de R$ 33,5 milhões para o ativo localizado em Santa Catarina, com a ampliação de uma SE e construção de duas novas linhas com extensão aproximada de 55 km interligando SE Ita a SE Xanxerê e outra com 104 km interligando a SE Ita a SE Pinhalzinho. Com a conclusão do ativo, o portfólio de transmissão em operação da empresa passa a contar com a CPFL Transmissão, CPFL Piracicaba, CPFL Morro Agudo, CPFL Maracanaú e CPFL Sul I, tendo uma RAP de aproximadamente R$ 1.015 milhões e cerca de 6,2 mil km de linhas, além de mais um projeto em construção. (CanalEnergia - 02.02.2023) 

A Equatorial Energia tem realizado uma série de investimentos em todo estado de Alagoas desde que chegou, em março de 2019. Até o momento, já foram aportados cerca de R$ 1 bilhão na rede de distribuição de energia elétrica. Em 2022, por exemplo, só na região do agreste e sertão, a empresa investiu cerca de R$ 70 milhões, para beneficiar mais de 400 mil clientes, em 57 municípios. Segundo a companhia, dentro desse plano de investimentos, a distribuidora construiu mais duas novas redes de média tensão para atender os municípios de Arapiraca e Feira Grande. As novas redes, interligadas a subestação Arapiraca II, totalizam 13km de extensão, que garantem um sistema mais robusto e com maior capacidade de condução de energia elétrica, melhorando os níveis de tensão e promovendo melhor qualidade no fornecimento de energia. Os investimentos ultrapassam o montante de R$ 2,7 milhões e vão beneficiar cerca de 255 mil famílias dos municípios de Arapiraca e Feira Grande. (CanalEnergia - 02.02.2023) 

A Brasil BioFuels concluiu a captação de R$ 133,4 milhões por meio de emissão de debêntures com o objetivo de finalizar a implantação de UTEs no estado de Roraima. A oferta de emissão dos títulos foi coordenada pela Genial e, atualmente, encontra-se em negociação na B3. A BBF produz biocombustíveis e biomassa a partir da palma de óleo cultivada em plantio próprio. A empresa possui usina para produção de biodiesel em Rondônia e, até 2025, vai inaugurar a primeira biorrefinaria do país na Zona Franca de Manaus, para produção do Diesel Verde (HVO) e Combustível Sustentável de Aviação (SAF). O biodiesel produzido a partir do óleo de palma é uma alternativa sustentável para substituir o Diesel S500, por não conter enxofre, não emitir substâncias cancerígena, além de reduzir em até 94% a emissão de CO2. A companhia possui 25 usinas termelétricas em operação e outras 13 em fase de implementação na região Norte, que atendem atualmente cerca 140 mil consumidores. A BBF foi uma das primeiras empresas a atuar em naquela região em locais fora do SIN. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico há atualmente 212 sistemas isolados, a maior parte deles na região Norte, que dependem majoritariamente de termelétricas a diesel. Além disso, alcançou grau de investimento pela agência Fitch Ratings, atingindo a classificação BBB- com perspectivas positivas. A classificação configura a empresa como boa oportunidade de investimentos com baixo risco especulativo e boa capacidade de pagamento. (CanalEnergia - 02.02.2023) 

A fabricante de aerogeradores Vestas bateu em 2023 a marca de 5 GW de potência instalada no Brasil e 13 GW na América Latina. O marco ocorreu na fábrica localizada em Fortaleza, no Ceará. Em pouco mais de três anos, foram produzidas 1.189 naceles, peça fundamental para o funcionamento dos aerogeradores, do modelo V150, com 4,2 MW e 4,5 MW de capacidade. Apesar do desarranjo nas cadeias de suprimento, que estão pressionando as fabricantes de todo o mundo, o que ajuda a explicar o bom momento da companhia dinamarquesa na região é que a expansão do sistema elétrico brasileiro vem se dando por fontes renováveis não hídricas, como as eólicas, que em 2022 injetaram 2,9 GW de capacidade. Para 2023, são esperados mais de 5 GW de acordo com dados da Aneel. “Atingir a marca de 5 GW em apenas três anos de operação é motivo de muito orgulho para todos nós. Aqui, os desafios tornam-se mais fáceis de enfrentar graças aos funcionários talentosos e colaborativos que permanecem incansáveis ​​em fazer parte da solução”, afirma Sandro Leite, Head de Operações e Montagem da Vestas. (Valor Econômico - 06.02.2023)

A Omega Energia projeta uma produção de energia que deverá ficar entre 8.700 a 9.800 GWh em 2023. Esse volume, segundo fato relevante publicado pela empresa, tem centro de 9.250 GWh e é aproximadamente 6% abaixo do P50 de longo prazo. Segundo a geradora, estão contemplados nessa projeção a parcela de 50% de Ventos da Bahia 3 ao portfólio, o ramp-up dos ativos em construção, e ainda, a previsão de mais um ano úmido, dada a previsão de um terceiro ano consecutivo do fenômeno La Nina, em grau moderado, afetando a incidência de recursos eólicos no Nordeste. A opção pela divulgação de projeções para o biênio 2023/2024 se deu de forma extraordinária em decorrência, principalmente, da entrada em operação de ativos classificados como de alta relevância ao longo de 2023. Esses projetos estão atualmente em fase de construção, possibilitando uma visão mais clara com relação ao crescimento dos resultados do portfólio contratado nos próximos trimestres, até que a totalidade dos empreendimentos em implantação esteja integralmente em operação e seus contratos de longo prazo tenham tido início. 

A Emae disponibilizará até 62 mil certificados de energia renovável (I-RECs), por meio da subsidiária Pirapora Energia. Cada megawatt-hora (MWh) produzido na Pequena Central Hidrelétrica (PCH) Pirapora equivale a um I-REC que pode ser comercializado pela companhia e adquirido por empresas que possuem compromisso com o desenvolvimento sustentável e com a redução de gases do efeito estufa. No ano passado, a subsidiária da Emae já havia comercializado 60 mil certificados. Segundo a empresa, em comunicado, o prazo final para envio das propostas é 16 de fevereiro. (Broadcast Energia - 02.02.2023) 

A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf), subsidiária da Eletrobras no Nordeste, e a empresa chinesa Goldwind assinaram o contrato no valor de R$ 66,6 milhões para fornecimento de equipamentos para a conclusão do Parque Eólico Casa Nova B, na Bahia. O projeto foi paralisado em 2014 com 60% de avanço físico, devido à falência do antigo fornecedor, a fabricante argentina Impsa, mas no final de 2021 a empresa anunciou que iria retomar o projeto. O Parque terá 27 MW de potência instalada distribuídos em 18 aerogeradores. (Valor Econômico - 02.02.2023)

A bp, uma das dez maiores empresas de petróleo do mundo, não pretende abandonar sua participação no negócio de etanol no Brasil e tem nos biocombustíveis o “coração” de sua estratégia de descarbonização. Para a companhia, o segmento reúne etanol, diesel renovável e biocombustível de aviação (SAF). Em 2020, a bp anunciou um pacote de US$ 5 bilhões para investir na produção de diesel renovável e em SAF, enquanto corta a sua produção de óleo e gás em 40% até 2030. Dentro desta estratégia, a empresa vai priorizar a conversão de algumas refinarias de petróleo para um modelo de biorrefinarias, que usem matérias-primas como os resíduos da agricultura, das cidades e da indústria. Por isso, a produção desses biocombustíveis deverá ficar concentrada na Europa, onde estão suas refinarias de petróleo. O etanol brasileiro pode entrar nessa história como matéria-prima para a produção de SAF. “Você pode transformar etanol em SAF. Isso é algo que estamos avaliando”, afirma Nigel Dunn, vice-presidente sênior de biocombustíveis da multinacional. Para a bp, os biocombustíveis não são meramente uma tecnologia de “transição”. “Achamos que estarão aí por décadas. Em algumas indústrias, como em aviação, não há um substituto para os biocombustíveis nas próximas décadas”, sublinha Dunn. (Valor Econômico - 06.02.2023)

A Siemens Gamesa reportou um prejuízo líquido atribuído aos acionistas de € 884 milhões no primeiro trimestre fiscal de 2023, que começou em outubro do ano passado. A receita totalizou € 2 bilhões, aumento de 9,8% na comparação com o mesmo período do ano anterior e o EBIT pré PPA e antes dos custos de integração e reestruturação totalizaram valor negativo de € 760 milhões, com uma margem EBIT também negativa de 37,8%. Durante o primeiro trimestre do ano fiscal, a Siemens Gamesa assinou novos pedidos no valor de € 1,6 bilhão, valor 35% menor ante o apurado um ano antes. A carteira de pedidos totalizou € 33,7 bilhões no final de dezembro de 2022. Em 31 de dezembro de 2022, a dívida financeira líquida totalizava € 1,9 bilhão. Em seu comunicado a fabricante aponta que apesar do desempenho financeiro no trimestre, o programa de estratégia Mistral está avançando em seu objetivo de estabilizar as operações. Com relação à plataforma Siemens Gamesa 5.X, a empresa obteve avanços em qualidade, desenvolvimento de tecnologia, fabricação, volume de instalação e entrega de projetos. (CanalEnergia - 02.02.2023) 

Após o Tribunal de Contas do Estado (TCE/ES) autorizar a privatização da ES Gás, distribuidora de gás estatal, o governo do Espírito Santo quer realizar o leilão na B3 no dia 31 de março, mas não descarta uma data em meados de abril. O certame tem lance mínimo estimado em R$ 1,3 bilhão. Em sessão virtual os conselheiros do TCE/ES atestaram a conformidade do processo e fizeram recomendações, como: impedir que empresas em recuperação judicial possam participar do certame. Além disso, definiram que será preciso aprofundar a apuração das despesas com pessoal e aumentar o prazo para apresentação de propostas em 30 dias, além de refazer a estimativa com custos de serviços terceiros. O Broadcast Energia apurou que o governo já reservou datas junto à B3, e que a preferida até o momento seria o último dia de março. Contudo, há uma margem para que o certame aconteça até meados de abril. (BroadCast Energia – 03.02.2023) 

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) recomenda à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a realização de leilões que somam aproximadamente 6.000 km de novas linhas de transmissão e 11 novas subestações de Rede Básica. São estimados investimentos de R$ 17,5 bilhões. Esses são os projetos constantes nos relatórios elaborado pelo planejador e enviado à agência reguladora pelo Ministério de Minas e Energia. De acordo com o MME, essas indicações é que vão subsidiar os próximos leilões de instalações de transmissão de energia elétrica no país. Constam os seguintes relatórios: de Detalhamento Técnico da Alternativa de Referência (R2), de Definição da Diretriz de Traçado e Análise Socioambiental (R3), de Caracterização do Sistema de Transmissão (R4) e de Estimativa de Custos Fundiários (R5) das obras. (CanalEnergia - 03.02.2023) 

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) permanece no patamar regulatório mínimo de R$ 69,04 por MWh, durante todo o dia, em todo o Sistema Interligado Nacional (SIN), nesta segunda-feira, 06. O indicador está no valor regulatório mínimo definido pela Aneel - que era de R$ 55,70 por MWh em 2022 - desde 14 de setembro do ano passado. O preço praticado não apresenta oscilações ao longo do dia. Com isso, os valores médios, mínimos e máximos são coincidentes em todos os submercados do País. O PLD considera os limites máximos e mínimos para cada período e submercado. O valor reflete os modelos computacionais do setor, que consideram fatores como carga, incidência de chuvas e o nível de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas. (BroadCast Energia – 06.02.2023) 

A carga de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) deve alcançar 74.217 MWmed, aponta projeção do ONS. O montante representa uma alta de 1,4% em relação à estimativa da semana passada. Já na comparação com o mesmo mês de 2021, o montante é 0,2% menor. No Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de carga do País, o consumo de energia deve terminar o mês em 41.787 MWmed, elevação de 0,9% em comparação à projeção divulgada na última sexta-feira. Em base anual de comparação, representa redução de 2,5%. Já no Sul a carga deve alcançar 14.323 MWmed ao final de fevereiro, alta de 7,1% em relação à semana passada. Ante o mesmo período de 2021, significa alta de 4,1%. Por outro lado, no Nordeste a carga deve chegar a 11.685 MWmed, redução de 1,1% na comparação com a estimativa divulgada na semana anterior. Na comparação anual, o montante é 1,2% menor. No Norte, a carga deve ficar 2,7% menor em fevereiro, a 6.422 MWmed. Frente ao mesmo mês do ano passado, a projeção representa alta de 9,2%. (BroadCast Energia – 03.02.2023) 

O Custo Marginal da Operação (CMO) permanece zerado em todos os submercados, para a semana de 04 a 10 de fevereiro, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), no relatório do Programa Mensal da Operação (PMO). O CMO é o custo para se produzir 1 MWh para atender à demanda do Sistema Interligado Nacional (SIN). (BroadCast Energia – 03.02.2023) 

Uma semana após indicar que as vazões estariam no mês de fevereiro acima da média histórica em todo o país, a previsão de chuvas no Sul retrocedeu e agora mostra a região com volumes significativamente menores. De acordo com a revisão semanal do Programa Mensal de Operação (PMO) feita pelo ONS, o submercado deverá encerrar o período com 67% da média de longo termo. Nos demais submercados a previsão continua com energia natural afluente elevada sendo de 105% da MLT no Sudeste/Centro-Oeste, de 100% no Nordeste e de 124% no Norte. Enquanto isso, a previsão de carga aumentou, apesar de estar ainda no campo negativo em 0,2% ante o mesmo período do ano passado. No SE/CO a previsão é de queda de 2,5%, no Sul é de alta de 4,1%, no NE é esperada retração de 1,2% e no Norte alta de 9,2%. (CanalEnergia - 03.02.2023) 

A Energia Natural Afluente (ENA) deve encerrar fevereiro em patamar menor do que o projetado na semana anterior, mas ainda superior a 70% da média histórica em três dos quatro submercados que atendem ao Sistema Interligado Nacional (SIN), informou o ONS no boletim do PMO. Para o Sudeste/Centro-Oeste, que responde por aproximadamente 70% da quantidade de água armazenada para gerar energia, a ENA deve encerrar o mês em 105% da média histórica, redução de 4 pontos percentuais (p.p.) em relação à projeção divulgada na semana passada. No Sul, a ENA é estimada em 67%, queda de 75 p.p. em comparação com o boletim do PMO anterior. A ENA deve permanecer em 100% da média histórica no Nordeste, mesmo patamar estimado na semana passada. Já na região Norte a quantidade de água que chega aos reservatórios para se transformar em energia deve ficar em 124% da média, p.p. a menos do que o estimado na semana anterior. (BroadCast Energia – 03.02.2023) 

Uma das quatro linhas de transmissão em corrente contínua que traz energia das usinas Santo Antônio e Jirau para o Sudeste do país está indisponível desde o dia 2 de dezembro, em consequência de um princípio de incêndio na sala de válvulas do polo 4 na subestação Coletora Porto Velho. Outras três linhas com capacidade para escoar até 4.725MW permanecem em operação, segundo nota divulgada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico. O ONS admite que embora não tenha impactado a operação do Sistema Interligado, o incidente levou a uma restrição de transmissão equivalente a 1.575 MW. O operador afirma, no entanto, que a indisponibilidade do pólo 4, que pertence à IE Madeira, não tem impedido o escoamento da energia das duas hidrelétricas, seja pelas linhas de corrente contínua em funcionamento, seja pelas linhas em corrente alternada. A previsão da transmissora IE Madeira é de que o retorno da linha só deverá ocorrer em abril, pois foi identificada a queima de diversos capacitores do circuito das válvulas do polo 4. Os reservatórios de Santo Antonio e Jirau tem vertido água em consequência do excesso de oferta no SIN, em função do período úmido favorável, reforçou o órgão. (CanalEnergia - 01.02.2023) 

O submercado do Sul apresentou queda 0,1 de ponto percentual e estava operando com 86,6% da capacidade, na última quinta-feira, 02 de fevereiro, se comparado ao dia anterior, segundo o boletim do ONS. A energia armazenada marca 17.718 MW mês e ENA é de 6.397 MW med, equivalente a 76% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A região Sudeste/Centro-Oeste subiu 0,3 p.p e a capacidade está em 70,5%. A energia armazenada mostra 144.328 MW mês e a ENA é de 71.268 MW med, valor que corresponde a 82% da MLT. Os reservatórios do Norte apresentaram elevação de 0,4 p.p níveis estáveis e contam com 90,3% da capacidade. A energia armazenada marca 13.813 MW mês e ENA é de 20.783 MW med, equivalente a 77% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A Região Nordeste aumentou 0,1 p.p e opera com 75,7% da sua capacidade. A energia armazenada indica 39.114 MW mês e a energia natural afluente computa 16.465 MW med, correspondendo a 80% da MLT. (CanalEnergia - 03.02.2023) 

Um levantamento realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) apontou que o Brasil ultrapassou o marco de 92% da energia renovável com a participação de usinas hidrelétricas, eólicas, solares e de biomassa no total gerado pelo Sistema Interligado Nacional (SIN), o maior percentual dos últimos 10 anos. Ainda de acordo com o levantamento, as fontes produziram quase 62 mil megawatts médios de energia, um reflexo do cenário hídrico climático mais favorável, que contribuiu para a recuperação dos reservatórios de água, e da expansão das usinas movidas pelo vento e pelo sol. A geração solar centralizada teve o maior aumento em 2022, de 64,3% na comparação com o ano anterior. Ao todo foram produzidos mais de 1,4 mil MW médios. A chegada de 88 novas fazendas solares ao SIN fez com que o segmento alcançasse 4% de representatividade na matriz nacional. Segundo a CCEE, com relação à geração hidráulica, as chuvas de 2022 contribuíram para um aumento de 17,1% na produção das hidrelétricas, para 48 mil MW médios. A reversão do cenário crítico de 2021 deixa o país em uma situação muito mais confortável para 2023. Hoje a capacidade instalada desta fonte é de 116.332 MW. A geração eólica cresceu 12,6% no comparativo anual, fornecendo à rede elétrica mais de 9 mil megawatts médios. Hoje o país conta com 891 parques eólicos, que juntos somam mais de 25 mil megawatts de capacidade instalada. A produção de energia a partir da biomassa, que tem como principal matéria-prima o bagaço da cana-de-açúcar, registrou um leve aumento de 0,3%, entregando ao sistema quase 3 mil MW médios em 2022. Atualmente existem 321 usinas deste tipo, com capacidade instalada total de 14.927 MW. (CanalEnergia - 01.02.2023) 

Um estudo elaborado pela GO Associados defende que uma mudança na metodologia que estabelece o piso do preço de referência da energia elétrica poderia reduzir a inflação, sobretudo no momento em que as chuvas estão abundantes, tornando a geração mais barata. O relatório aponta que o efeito sobre a inflação seria menor se o piso do setor fosse de R$ 17,90 por MWh no lugar do atual, de R$ 69,04 o MWh. Esse valor representa hoje um aumento de 0,32 ponto percentual no IPCA, uma vez que o atual cálculo do limite mínimo do PLD dolariza o custo final da energia. A diferença de R$ 51,14 o MWh, ou 360% a mais, explica o efeito de 0,32 ponto percentual sobre a inflação. Para Gesner Oliveira, economista-chefe da GO Associados, a dolarização da energia é desnecessária e atrapalha o Copom no combate à inflação - o que resulta em pressão sobre o dólar. “Temos que desdolarizar o preço para refletir o custo marginal da produção da energia”, afirma Gesner. O economista sublinha que o impacto de 0,32 ponto percentual sobre o IPCA corresponde à metade do ônus que seria causado pela reoneração dos impostos federais sobre os combustíveis. Além disso, equivale a cerca de 10% da meta de inflação de 2023. (Valor Econômico - 06.01.2023)

Ao tratar dos desafios associados ao não aproveitamento da geração de energia por parte das hidrelétricas, o diretor-geral do ONS, Luiz Carlos Ciocchi, aponta que a sobreoferta puxada por eólicas e solares poderá, no futuro, gerar excesso de energia que o país não conseguirá aproveitar. “A manutenção de subsídios para fontes já bastante competitivas acaba distorcendo e cria um aumento desproporcional da oferta perante o consumo. O crescimento da oferta não lastreado pelo aumento da demanda pode chegar a uma situação com geração demais para carga de menos". Ciocchi reforça que hoje não há desperdício, já que este excedente de água não pode ser utilizado porque as usinas geram de acordo com a demanda e a diferença estocada. Entretanto, o Brasil impôs restrições à construção de novos reservatórios, ou seja, perde capacidade de guardar água. As maiores usinas do sistema são empreendimentos a fio d’água, ou seja, não têm reservatório com condição ampla de armazenamento. “O ONS opera o sistema que está entregue e não foi responsável pelo planejamento, execução e diretrizes estratégicas e políticas da construção destas usinas. Então quando a água chega em Belo Monte, Santo Antônio e Jirau, temos que gerar. Se não tem demanda para esta energia, tem que verter sem gerar”, explica Ciocchi. O diretor-geral do ONS diz que é uma visão de futuro que as hidrelétricas exerçam o papel de baterias do sistema. (Valor Econômico - 06.01.2023)

Ao tratar dos desafios associados ao não aproveitamento da geração de energia por parte das hidrelétricas em entrevista ao Valor, o vice-presidente da CIER, Celso Torino, apontou que a exportação da energia para os países vizinhos pode ser uma alternativa ao não aproveitamento da geração hídrica. Nos últimos dias o Brasil ampliou a exportação para o Uruguai e a Argentina para valores acima de 1.100 MW médios, uma maneira mais racional de aproveitar essa energia, mas há limitações nas integrações. “Seja sob a ótica da integração na América Latina ou do mundo face à questão do combate ao aquecimento global, vejo como oportunidade a transformação dessa energia não aproveitada em efetiva integração do Brasil com os demais países”, frisa Torino. (Valor Econômico - 06.01.2023)

Dados da ONS apontam que janeiro foi o pior mês da história em relação ao não aproveitamento de água para geração de energia. Ao todo foram desperdiçados 9.404 MWm, montante superior a toda produção da usina de Itaipu no mesmo período. Tal fenômeno é impulsionado pelo fraco crescimento da demanda associado a um cenário hidrológico favorável, com chuvas abundantes; a sobreoferta de energia causada pela entrada de usinas eólicas e solares; a falta de reservatórios para armazenamento; e a restrição para exportação de energia excedente a países vizinhos. O contexto tem desafiado cada vez mais o ONS a aproveitar essa energia. A solução muitas vezes tem sido o vertimento turbinável, uma forma técnica de dizer que a hidrelétrica está liberando água sem gerar energia. Neste sentido, a relação existente entre vertimento turbinável e o excesso de água liberada que excede a capacidade máxima de uma usina gerar energia tem sido cada vez maior ao longo dos anos, inclusive em períodos secos, como em 2021, quando o Brasil passou por uma crise hídrica. (Valor Econômico - 06.02.2023)

Ao tratar dos desafios associados ao disperdício da geração de energia por parte das hidrelétricas, o ex-diretor da Aneel Edvaldo Santana afirmou que, apesar da geração solar e eólica serem priorizadas na operação do sistema, o não aproveitamento da geração hídrica está muito elevado. “Os dados de janeiro de 2023 são assustadores. As hidrelétricas tinham disponibilidade de 96 GW médios e geraram 53 GW médios. Porém, 17 GW médios foram vertidos e, desses, 9 GW médios deveriam ter passado pelas turbinas. Isso corresponde ao consumo de toda região Sul do Brasil. A oferta de hoje é para uma carga que só acontecerá em 2031”, afirma Edvaldo Santana. O ex-diretor da Aneel sublinha que a oferta de energia se expandiu na direção das fontes renováveis não hídricas (eólicas e solares, basicamente), o que significa muita energia inflexível, e deve aumentar mais com a obrigação de contratação de térmicas da lei da Eletrobras. “A expansão tem sido determinada por subsídios desnecessários, o que faz a tarifa aumentar mesmo com o brutal excedente de energia. O consumidor pagará caro pela sobra", alerta Edvaldo Santana. Os dados da Aneel mostram que para 2023 está prevista a entrada em operação de 9,45 GW. Deste total, 8,7 GW são de eólica e solar. (Valor Econômico - 06.02.2023)

As vendas de veículos elétricos da Ford Motor caíram em janeiro, mostrando como os compradores estão confusos sobre os novos incentivos fiscais e como não estão dispostos a pagar preços altos. Em janeiro, a Ford vendeu 5.247 veículos elétricos nos EUA, em comparação com 7.823 em dezembro, uma queda de 32,9%. As vendas do modelo F-150 Lightning somaram de 2.264 em janeiro, uma queda de 4% em relação aos 2.359 de dezembro. As vendas do Mustang Mach-E chegaram a 2.626, 45% abaixo dos 4.775 em dezembro. A Ford também vendeu 357 vans E-transit. (Valor Econômico - 02.02.2023) 

A Tesla teve um grande janeiro na China, em meio a um declínio no setor geral de veículos elétricos. A Associação de Carros de Passageiro da China divulgou números de entrega no atacado para o setor automobilístico chinês para o primeiro mês de 2023. A Tesla despachou 66.051 veículos de sua fábrica em Xangai, 18% a mais que os 55.796 enviados em dezembro e 10% a mais em relação aos 59.845 enviados em janeiro de 2022. O crescimento ocorreu depois que a Tesla cortou os preços de seus veículos na China em 6 de janeiro. A Tesla seguiu com outros cortes de preços em todo o mundo cerca de uma semana depois. (Valor Econômico - 03.02.2023)  

A General Motors investirá US$ 650 milhões em uma mina de lítio nos Estados Unidos, o maior investimento feito até hoje por uma montadora para garantir o suprimento das matérias-primas usadas em baterias de veículos elétricos. A empresa americana entrará com um investimento inicial de US$ 320 milhões até meados de 2023 em troca do direito exclusivo à primeira fase de produção de lítio na mina Thacker Pass, da Lithium Americas, no Estado de Nevada, e de quase 10% das ações da mineradora. Posteriormente, investirá mais de US$ 330 milhões. O anúncio chega enquanto a General Motors se prepara para ampliar sua linha de veículos elétricos, com a aceleração da produção do Cadillac Lyriq e do GMC Hummer neste ano e o lançamento de versões elétricas da Equinox, da Blazer e da picape Silverado. A empresa pretende produzir 400 mil veículos elétricos na primeira metade de 2024. As fabricantes de veículos elétricos começam a entrar em uma guerra de preços, o que aumenta a importância de manter os custos de produção dos veículos sob controle. (Valor Econômico - 01.02.2023) 

Em 2023, a Alemanha sediará o primeiro leilão global de Hidrogênio Verde (H2V). Organizado pela H2Global, o certame negociará os produtos derivados do processo de produção do gás hidrogênio, como a amônia verde, metanol verde e combustível de aviação sustentável baseado na eletricidade (na sigla em inglês e-SAF). A expectativa é que esse primeiro certame movimente interessados em todo o mundo e, como certificadora de Hidrogênio, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) lançou, nesta sexta-feira (3), uma carta aberta aos possíveis interessados do mercado brasileiro em participar da operação. Como operadora do mercado brasileiro de energia, a CCEE tem acesso a todos os registros de contrato de energia elétrica no Brasil, com gestão da medição de geração e consumo da energia em todo o território nacional. Dessa forma, a organização consegue ter em sua base de informações detalhes acerca do processo de geração de todos os agentes e, neste caso, também dos possíveis operadores do H2V no país. (CCEE – 03.02.2023) 

No esforço para gerar até metade da energia consumida pelo país a partir do hidrogênio até 2050, Cingapura vem recorrendo a algumas de suas maiores empresas de energia e multinacionais estrangeiras para construir a infraestrutura necessária para tornar isso uma realidade. A transição para o hidrogênio permitirá a redução quase total da dependência que Cingapura tem do gás natural para gerar eletricidade, e poderá atrair outros países do Sudeste da Ásia para a cadeia de suprimentos de energia limpa. Os grupos locais Keppel Corp. e Sembcorp Industries, assim como a Mitsubishi Heavy Industries do Japão, estão entre os participantes desse esforço, que corresponde ao cronograma de Cingapura para alcançar as emissões líquidas zero de carbono. A Keppel decidiu no ano passado trabalhar com a Mitsubishi Heavy Industries e uma subsidiaria do grupo industrial japonês IHI, para construir a primeira usina geradora de energia compatível com o hidrogênio de Cingapura, na ilha de Jurong. Já a Sembcorp firmou um acordo com a IHI para explorar a construção de uma cadeia de suprimentos para outro combustível alternativo, a amônia, produzido com hidrogênio verde. (Valor Econômico - 04.01.2023)

A Neoenergia concluiu a instalação de uma usina solar e da rede de distribuição que formam o sistema de microrrede na pequena Xique-xique, comunidade isolada, na Bahia. Com a chegada da energia elétrica de fonte limpa e renovável, os moradores dessa localidade, a aproximadamente 720 quilômetros da capital Salvador, passaram a ter acesso à energia 24 horas por dia. A energia é totalmente limpa, proveniente de uma usina solar com 616 painéis instalados, com capacidade de geração de 243 kWp. Garantindo um consumo médio de 80 kWh mensal para as residências. O sistema de microrrede, segundo a Neoenergia, é uma solução alternativa para viabilizar o fornecimento de energia em comunidades isoladas, onde a expansão de redes de transmissão e distribuição pode ser complexa devido a condições geográficas, ambientais e estruturais. (CanalEnergia - 02.02.2023)

A energia solar fotovoltaica gerada em telhados, fachadas e pequenos terrenos continuará competitiva, mesmo com a retirada gradual dos subsídios, segundo estimativa feita pela consultoria Greener. Entretanto, o novo cenário aponta para um aumento no tempo de retorno. O marco legal da geração própria (geração distribuída) gerou uma espécie de “corrida pelo sol”, pois garantiu a gratuidade, até 2045, no uso da rede das distribuidoras, a chamada Tusd, para empreendimentos que pediram conexão à rede elétrica até 6 de janeiro de 2023. Por conta desta corrida, nos últimos cinco meses, o segmento colocou em operação mais de 1 GW por mês. (Valor Econômico - 01.02.2023)

A Agência Nacional de Energia Elétrica liberou para início da operação comercial, a UG8, da EOL Serra do Seridó VI, com 5,5 MW de capacidade instalada; e a UG1 a UG4, da UFV Caldeirão Grande III, com 13,6 MW. No total, a Aneel autorizou 19,1 MW para operação comercial. Para operação em teste, a Aneel autorizou a UG7, da EOL Ventos de Santa Leia 04, com 4,5 MW; as UG3 e UG4, da EOL Serra do Seridó IX, com 11 MW, e por fim, a UG1, da UFV Nicchio Sobrinho, com 0,45 MW. Ao todo, os empreendimentos somam 15,95 MW para teste. (CanalEnergia - 02.02.2023)

A usina de etanol de milho da São Martinho, localizada em Quirinópolis (GO), está em fase de testes e deve começar a operar com o grão em meados de fevereiro, afirmou Fábio Venturelli, CEO da companhia. O executivo está otimista com a capacidade que o etanol do milho terá para a redução da pegada de carbono da produção da Usina Boa Vista, que já produz o biocombustível a partir da cana-de-açúcar. Os investimentos da São Martinho no novo projeto chegam a R$ 740 milhões. O diferencial ambiental do etanol da unidade, explicou, deverá ser pelo uso da biomassa da cana para a geração da energia gasta na planta e pelo uso de milho safrinha, cujo cultivo representa um segundo uso do solo em uma mesma safra. (Valor Econômico - 01.02.2023)

A Câmara de Comércio Exterior (Camex) decidiu não prorrogar a isenção do imposto de importação de etanol de países de fora do Mercosul. A taxa de 18%, que foi zerada em março do ano passado como tentativa de reduzir o preço da gasolina aos consumidores, voltará a vigorar no fim deste ano. Segundo o Ministério da Agricultura, o país está prestes a iniciar uma nova safra de cana-de-açúcar e tem capacidade para atender a demanda doméstica por etanol. “Essa desoneração, feita de forma despreparada, prejudicava a indústria nacional de etanol, que é responsável pela geração de empregos, oportunidades e energia limpa e que precisa ser valorizada”, afirmou o ministro da Agricultura, Carlos Fávaro. (Valor Econômico - 01.02.2023)

Os conselheiros do Tribunal de Contas do Espírito Santo aprovaram, por unanimidade de votos, a privatização da concessionária de gás natural do Estado, a ES Gás, e deram sinal verde para que o governador Renato Casagrande marque para os próximos meses o leilão de R$ 1,3 bilhão para a venda da companhia. Na reunão, os conselheiros do TCE/ES seguiram o voto do relator Rodrigo Coelho, e estabeleceram que empresas em recuperação judicial não poderão participar do leilão. Além disso, definiram que será preciso aprofundar a apuração das despesas com pessoal, e aumentar o prazo para apresentação de propostas de 15 para 30 dias, além de refazer a estimativa com custos de serviços terceiros. (BroadCast Energia – 03.02.2023) 

Levantamento do Observatório Social do Petróleo (OSP) mostra que o preço do gás de cozinha vendido pela Refinaria da Amazônia (Ream), antiga Isaac Sabbá (Reman), em Manaus (AM) é o mais caro do País após a privatização da empresa, há dois meses. Hoje, o preço do botijão da Ream é 37,1% superior ao das refinarias da Petrobras e está 14% acima do cobrado pela Refinaria de Mataripe, na Bahia, também privada. Antes da privatização, destaca o OSP, a refinaria amazonense vendia o botijão de 13 quilos do Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) em média 0,8% mais barato do que as outras refinarias da estatal. O Observatório é mantido pela Federação Nacional dos Petroleiros (FNP). "Desde que passou para as mãos da iniciativa privada, em dezembro de 2022, a Ream cobra, em média, 29,5% a mais do que as refinarias da Petrobras e 10,4% mais caro do que a refinaria baiana, que opera sob gestão privada da Acelen desde dezembro de 2021", informa o OSP. (BroadCast Energia – 03.02.2023) 

A dependência da Europa da energia russa está chegando ao fim, acabando com um desequilíbrio energético de décadas e deixando o continente em uma corrida para estocar combustível e encontrar suprimentos alternativos. O ato final da separação: no domingo, a União Europeia e o Reino Unido proibirão as importações de combustíveis russos, como diesel e gasolina. A medida segue a proibição de importações de petróleo bruto russo em dezembro. As importações de carvão cessaram no verão passado. Os fluxos de gás natural da Sibéria, outrora a força vital da indústria europeia, diminuíram. Tomados em conjunto, os movimentos permitiram à Europa afastar-se da energia russa quase inteiramente em menos de um ano desde a invasão da Ucrânia. O fluxo de gás russo via gasodutos para a UE e o Reino Unido no mês passado foi quase 90% menor do que em janeiro de 2021, segundo a empresa de dados de commodities ICIS. (BroadCast Energia – 03.02.2023)  

A nova crise energética na Europa alcança um novo capítulo com o veto ao diesel russo imposto pela União Europeia. Segundo as diretrizes do veto, a Europa precisa substituir em tempo recorde quase um terço do diesel que importa (cerca de 400 mil barris por dia em 2023). A empresa de consultoria Kpler prevê a demanda europeia por diesel irá contrair cerca de 1,5% este ano, menos do que o previsto pelas principais entidades do setor de energia. Isso causaria um déficit de 770 mil barris diários no primeiro trimestre de 2023. "Os mercados europeus de derivados de petróleo irão se tensionar significativamente nas próximas semanas. Não há uma bala de prata que permita substituir rapidamente o diesel russo". (El País - 05.03.2023) 

Uma pesquisa inédita da Confederação Nacional da Indústria (CNI) mostra que 56% das indústrias que estão no mercado cativo, no qual a energia é comprada junto às concessionárias, têm interesse em migrar para o mercado livre a partir de 2024. Hoje, cerca de 10,5 mil empresas industriais operam nesse modelo livre, em que o consumidor negocia direta e livremente com as empresas geradoras ou comercializadoras de energia. De acordo com a Sondagem Especial Indústria e Energia, 59% das grandes empresas obtêm fornecimento do mercado livre, sendo 52% exclusivamente desse mercado. Entre as indústrias de médio porte, 57% estão no cativo e 25% somente no mercado livre; já entre as pequenas empresas, 70% obtêm energia do mercado cativo e apenas 6% estão totalmente no mercado livre. De acordo com estimativas da CNI, as indústrias que migrarem para o mercado livre poderão ter economia, em média, de 15% a 20% na conta de luz. (Petronotícias - 05.02.2023)