O governo federal alterou a composição do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) ao incluir seis novos Ministérios ao colegiado. A primeira reunião do órgão, que visa o assessoramento do Presidente para formulação de políticas e diretrizes de energia, deve acontecer nos primeiros dias de março, mas ainda não teve a data confirmada, informou o Ministério de Minas e Energia(MME). Passaram a incluir o colegiado as pastas de Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços; dos Povos Indígenas; do Desenvolvimento Agrário e Agricultura Familiar; de Planejamento e Orçamento; de Portos e Aeroportos e das Cidades. O decreto que trouxe a mudança atualizou ainda os Ministérios que já compunham o grupo, mas de acordo com suas denominações no novo governo. (BroadCast Energia – 27.02.2023)

A Aneel retomou recentemente o julgamento de recursos administrativos relacionados aos atrasos de usinas contratadas emergencialmente no auge da crise hídrica de 2021 — consumidores poderiam enfrentar racionamento de energia se não voltasse a chover no ano seguinte. Boa parte dos projetos atrasaram e alguns têm custo de geração elevado que foi admitido pelo PCS. O primeiro caso de atraso envolve a térmica Viana 1, com potência de 37 MW, do grupo Linhares. O pedido de reconsideração foi negado pela diretoria da Aneel. No recurso, a empresa questiona a multa no valor de R$ 5,99 milhões pelos 74 dias de atraso na entrada em operação comercial. A sanção foi aplicada pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração. Entre 17 usinas contratadas pelo PCS, apenas a Termelétrica Fenix, do grupo de mesmo nome, entrou em operação dentro do prazo, no dia 1° de maio de 2022. Além de julgar recursos contra aplicação de multa, a diretoria da agência também analisa questionamentos contra a decisão de suspender contratos com maior descumprimento de prazo. (Valor Econômico - 01.03.2023)

O governo de São Paulo abriu licitação para a contratação de serviços de consultoria para avaliação, estruturação e execução da alienação de ativos correspondentes as ações representativas do capital social da Empresa Metropolitana de Águas e Energia (EMAE). A sessão pública será realizada no dia 21 de março de 2023, às 10 horas, por meio da bolsa eletrônica de compras do governo do Estado de São Paulo. Atualmente, o Estado detém quase 100% das ações ordinárias da companhia e cerca de 40% do capital total. (CanalEnergia - 27.02.2023)

Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Gilvandro Araújo (doutor em direito, advogado e professor do IDP) e Rafael Cordeiro (doutorando em direito, advogado e professor do IDP) abordam o papel desempenhado pelas agências reguladoras. Os autores sublinham que "a que sustenta o desenho institucional é viabilizar que as agências reguladoras possam garantir o recrutamento de experts qualificados, capazes de analisar e decidir temas complexos, de atividades econômica relevantes, atuando com discricionariedade técnica nas suas manifestações". Neste sentido, a Emenda aditiva nº 54, que dispõe sobre a organização dos órgãos da administração direta federal, é vista com preocupação pelos autores: "transferir a ação normativa para conselhos ligados aos ministérios e secretarias (órgãos hierarquicamente subordinados ao Poder Executivo), bem como criar novo órgão administrativo para garantir revisão e direito à ampla defesa e o contraditório (dar mais transparência, responsabilidade e participação democrática) é retórica com viés interventivo que pode mitigar o técnico e burocratizar o funcionamento institucional". (GESEL-IE-UFRJ – 01.03.2023)

Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Tiago Cavalcanti, professor titular de Economia da Universidade de Cambridge e da FGV-SP, trata da questão da desoneração de combustíveis. O autor indica que os custos agregados dos impostos sobre os combustíveis fósseis na atividade econômica são menores que os observados nos EUA, uma vez que a matriz energética brasileira é mais limpa que a americana. Além disso, o autor frisa: "a tributação mais elevada de combustíveis fósseis tende a incentivar a transição para uma economia de baixa emissão de carbono. Além de poder estimular os investidores privados, nacionais e internacionais, com o objetivo de explorar nosso capital natural e alto potencial de geração de energias renováveis". (GESEL-IE-UFRJ – 01.03.2023)

Há pouco mais de um ano à frente da gestão da Refinaria de Mataripe, na Bahia, a Acelen, braço do fundo de investimentos árabe Mubadala conseguiu reduzir as emissões de gás carbônico (CO2) da unidade em 268 mil toneladas, o equivalente à plantação de 22.356 hectares de árvores ou a 1.196 estádios do tamanho do Maracanã, informou a Acelen ao Estadão/Broadcast. Segundo a empresa, a redução das emissões foi possível por meio da implementação de uma série de iniciativas, inclusive de eficiência energética e hídrica, que trouxeram resultados significativos em 2022 na comparação com 2021. A refinaria que pertencia à Petrobras teve queda de 6% no consumo de energia; redução de 54% das emissões pelo flare; diminuição de 41% de emissões de enxofre; e 8% a menos de utilização de água nas operações. Além disso, foi eliminado o uso do cloro, substituindo-o por outros produtos mais modernos para tratamento da água. Desde que assumiu a refinaria da Petrobras, em novembro do ano passado, a Acelen vem investindo na modernização da planta, um programa de R$ 1,1 bilhão. Desse total, R$ 60 milhões foram destinados à implementação de mais de dez iniciativas de eficiência energética para atingir um novo patamar de desempenho ambiental. O objetivo principal foi produzir mais com menos utilização dos recursos naturais e menor impacto ambiental possível. Em outra frente, a Acelen foi pioneira no Brasil em trazer do Congo a primeira carga de petróleo (920 mil barris de óleo bruto) com neutralização de todo o carbono gerado na logística marítima para ser processado na refinaria, em agosto do ano passado. Os créditos para neutralização do CO2 (cerca de 1.789 toneladas) foram gerados através do Projeto Envira Amazônia REDD, que funciona como um pagamento para projetos de conservação de ecossistemas e compensação de carbono florestal, aplicados em território brasileiro. O mesmo foi feito em dezembro, ao neutralizar o carbono gerado em todo o ciclo de transporte de um VLCC (Very Large Crude Carrier), que trouxe uma carga de dois milhões de barris de petróleo da Angola, considerando todas as etapas de logística até o processamento na Refinaria de Mataripe. As 3.639 toneladas de carbono geradas na operação foram neutralizadas a partir de créditos advindos de um projeto local de manejo sustentável no Aterro Sanitário de Salvador para produção de bioenergia. Para 2023, a Acelen tem como meta consolidar a cultura ESG com seu público interno, por meio de desenvolvimento de equipes em sinergia entre as áreas de operação e de recursos humanos. (O Estado de São Paulo – 28.02.2023) 

A América Latina é a região com menor nível de prontidão para a transição energética no planeta. A constatação é de um novo estudo publicado recentemente pela Siemens Energy. Segundo a pesquisa, os países da região possuem uma considerável expansão das energias renováveis, porém tecnologias como power-to-X (combustíveis sintéticos e derivados verdes) e captura e armazenamento de carbono mostram um menor progresso. Na avaliação do diretor-geral da Siemens Energy no Brasil, André Clark, para exercer sua influência no compromisso net zero global, as lideranças da América Latina precisam mudar como pensam seu planejamento energético e visar uma estratégia que ultrapasse a demanda local de energia com vistas aos mercados externos. O estudo da Siemens Energy, chamado o Índice Global de Prontidão para a Transição Energética, revela que a América do Norte tem o maior índice de prontidão (34%), seguida por Europa (33%), Oriente Médio e África (26%) e Ásia-Pacífico (25%). A América do Sul aparece em último lugar, com 22% de prontidão. A pesquisa foi realizada com mais de 2.000 especialistas, estrategistas e autoridades do setor de energia em todo o mundo. (Petronotícias - 28.02.2023)

O Grid Deployment Office (GDO) do Departamento de Energia dos Estados Unidos (DOE) divulgou um rascunho do Estudo Nacional de Necessidades de Transmissão para comentários e feedback do público. Atualizado pela Lei de Infraestrutura Bipartidária (BIL, Seção 40105), o Estudo de Necessidades fornece informações sobre restrições de capacidade e congestionamento presentes e futuros previstos na rede de transmissão elétrica do país. Ele também serve como relatório trienal do DOE sobre o estado da grade. As conclusões do Estudo de Necessidades destinam-se a fornecer informações públicas sobre as áreas da rede elétrica que se beneficiariam com o aumento da capacidade de transmissão. O relatório de 191 páginas analisa as necessidades de transmissão região por região, avaliando o que já está planejado e onde estão as lacunas. Como exemplo, o estudo constatou que o Sudeste precisará entre 2,9 e 8,5 GW de nova capacidade de transferência (mediana de 5,1 GW) entre o Sudeste e o Delta em 2035 para atender a uma carga moderada e altos futuros de energia limpa. Isso representaria um aumento de 86% em relação ao sistema de 2020. (Power Grid – 28.02.2023)

Wood Mackenzie participou de dois painéis de discussão no Mining Indaba deste ano na Cidade do Cabo, África do Sul. O evento posicionou a África – e o fornecimento de metais críticos – no centro da transição energética. A chamada à ação unânime é que um investimento extraordinário em novas minas é necessário, e logo. A maioria dos participantes da indústria também concordou com os desafios de fazê-lo. Mas poucos no setor podem fornecer uma solução ideal sobre quem pagará e como a cadeia de valor deve evoluir. Em muitos painéis de discussão e palestras na Mining Indaba, parecia haver pouca discordância de que para metais de transição energética – lítio, cobre, níquel, cobalto, vanádio e grafite, entre outros – existe atualmente uma incompatibilidade entre a demanda futura e a capacidade da indústria entregar. Os números da Wood Mackenzie sugerem que, para atingir as metas do Acordo de Paris de carbono zero até 2050, a produção de cobre e alumínio deve dobrar, a produção de níquel precisa aumentar três vezes e o mundo exigirá nove vezes a quantidade de lítio produzida hoje. Existe um amplo entendimento de que, com cerca de 30% da riqueza mineral global, a mineração africana desempenhará um papel crítico no fornecimento dos materiais necessários para atender às metas mundiais de emissões. (WoodMac – 28.02.2023)

O Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, definiu a relação de indicados da União para composição do conselho de administração da Petrobras. Para presidência do conselho foi sugerido o atual secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, Pietro Adamo Sampaio Mendes. Já os membros indicados foram indicados o presidente da companhia, Jean Paul Prates, além de Carlos Eduardo Turchetto Santos; Vitor Eduardo de Almeida Saback; Eugênio Tiago Chagas Cordeiro e Teixeira e Wagner Granja Victer, este recomendado pelo Ministério da Gestão e da Inovação em Serviços Públicos. Também foram indicados membros independentes para o conselho, selecionados por uma empresa especializada. São eles: Sergio Machado Rezende e Suzana Kahn Ribeiro. Agora as indicações devem ser encaminhadas para apreciação da área financeira e de relacionamento com investidores da companhia. Em outro comunicado, a empresa informou que recebeu duas indicações para o Conselho Fiscal vindo da Secretaria do Tesouro Nacional (STN) do Ministério da Fazenda, para deliberação na Assembleia Geral Ordinária: Viviane Aparecida da Silva Varga e Otávio Ladeira de Medeiros. (CanalEnergia – 28.02.2023)  

A hidrelétrica de Itaipu quitou a dívida de sua construção após o pagamento de US$ 115 milhões referentes à última parcela na terça-feira, 28 de fevereiro. O valor corresponde a US$ 107 milhões junto ao BNDES e US$ 8 milhões para a Eletrobras, por recursos que financiaram os estudos, implementação e operação da usina, além das instalações auxiliares. Os mais de 300 contratos envolvendo recursos foram assinados em 1973 entre cerca de 70 credores brasileiros e estrangeiros, num instrumento legal que permitiu o aproveitamento hidrelétrico do Rio Paraná pelos dois países. Além dos já citados, os principais financiadores foram o Banco do Brasil e outras instituições financeiras internacionais, como Citibank, Dresdner Bank, Deutsche Bank, Swiss Bank Corporation e JPMorgan. Com 20 turbinas e 14 mil MW de capacidade instalada, a binacional foi responsável por 8,6% do suprimento de eletricidade do Brasil e de 86,3% do Paraguai nos últimos 12 meses e mais de 13% e 90% respectivamente dessa demanda nos últimos 10 anos. O evento no começo da tarde de hoje não contou com as presenças das lideranças dos dois países, nem mesmo com o novo diretor-geral brasileiro da usina escolhido por Lula, o deputado federal Enio Verri (PT-PR). O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, tinha confirmado participação, mas também não compareceu, ainda que tenha gravado e enviado um vídeo destacando os trunfos, eficiência, benefícios e o futuro da megausina para os dois países. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

A AES Brasil encerrou o ano de 2022 com um lucro líquido de R$ 320 milhões, um incremento de R$ 359 milhões em comparação ao prejuízo ajustado de 2021. Para a CEO da AES Brasil, Clarissa Sadock, em 2023, a companhia pretende entregar 1 GW em Tucano e Cajuína e um turnaround operacional dos novos mais 456 MW eólicos. Do lado financeiro, a executiva destacou a materialização do crescimento e redução da alavancagem. A receita operacional líquida da companhia no ano de 2022 atingiu os R$ 2,8 bilhões, um aumento de 13% em relação ao ano anterior, enquanto a margem operacional líquida acumulada totalizou R$ 1,7 bilhão, com aumento de 35% em relação à margem líquida ajustada de 2021, refletindo a melhora nos resultados em todos os segmentos de atuação. A companhia apresentou um Ebitda no quarto trimestre de 2022 de R$ 359 milhões, aumento de 77% em relação ao mesmo período em 2021. No acumulado do ano, o Ebitda foi de R$ 1,2 bilhão, 37% maior do que no ano anterior. Clarissa Sadock afirmou que a AES Brasil conta com mais aproximadamente R$ 850 milhões de Ebitda estimado já contratado para os próximos anos, considerando a entrada dos projetos em construção e a consolidação da aquisição concluída em novembro de 2022 (os complexos eólicos Ventos de Araripe, Caetés e Cassino). Os resultados ajudam a pavimentar o caminho para 2023, somados à conclusão da construção dos complexos eólicos Cajuína (RN) e Tucano (BA), que serão 100% operados por mulheres. Ambas as obras refletem o foco nos investimentos em diversificação de portfólio e crescimento em renováveis nos últimos anos. Já o resultado financeiro apresentou melhor desempenho no ano de 2022 em função da estratégia de alocação dos recursos disponíveis para aplicação e do maior saldo de caixa no período. A AES Brasil encerrou 2022 com um caixa consolidado de R$ 4,3 bilhões destinados, principalmente, aos investimentos previstos para 2023. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

A Omega Energia encerrou 2022 com prejuízo de R$ 8 milhões, revertendo os R$ 297 milhões de lucro líquido no ano anterior. A companhia apresentou suas demonstrações financeiras, reportando lucro líquido de R$ 137 milhões no último trimestre do ano, queda de 76% na comparação anual. As receitas somaram R$ 721 milhões entre outubro e dezembro, alta de 32%. Já o Ebitda atingiu R$ 359,2 milhões, caindo 65% sobre o mesmo período de 2021. Em termos ajustados, o indicador ficou em R$ 388,8 milhões, diminuindo 4%. No acumulado do ano o EBITDA totalizou R$ 1,18 bilhão, crescendo 5% dentro do intervalo de guidance e considerando recursos naturais abaixo da média histórica devido a uma La Niña persistente e que impactou negativamente a safra de ventos nordestinos, além da queda dos preços de energia em meio a mais um ano chuvoso, que elevou os níveis dos reservatórios a quase 60% e a algumas anomalias de oferta e demanda. Extraordinariamente, a companhia também divulgou suas projeções de EBITDA para os próximos dois anos: R$ 1,5 bilhão para 2023 e R$ 2 bilhões para 2024. Na parte de geração, foram produzidos 6.805,3 GWh no ano que passou, com variação negativa de 3%, enquanto no trimestre os parques da empresa somaram 2.067,9 GWh, conferindo incremento de 2%. A dívida líquida aumentou R$ 2 bilhões ano contra ano, atingindo R$ 7,6 bilhões, essencialmente devido a R$ 2,8 bilhões no Capex adicional dos novos ativos Assuruás e Goodnight 1, além das despesas financeiras que alcançaram R$ 693 milhões, implicando em um custo de dívida líquida nominal de 10,9%, contrabalanceado economicamente pelo efeito composto de maiores taxas de inflação nas receitas contratadas no longo-prazo. No quarto trimestre os custos e despesas da Omega atingiram R$ 207 milhões, crescimento de 19% na comparação anual. O resultado financeiro foi negativo em R$ 134,8 milhões, reduzindo 35% no ano, com melhores receitas financeiras. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

A proposta de revisão tarifária da Cemig Distribuição prevê um aumento médio a ser percebido pelos consumidores de 10,03%. Na alta tensão, a tarifa pode subir em média 5,26%, enquanto na baixa tensão os clientes podem ter uma alta de 12,52% em média a partir de 28 de maio. Para os consumidores residenciais, especificamente, o efeito a ser percebido é de 11,98%. O processo de revisão ficará em consulta pública entre 1º de março e 14 de abril, com reunião presencial prevista para 17 de março em Minas Gerais. A Agência Nacional de Energia Elétrica calculou um nível de perdas técnicas na distribuição de 7,83%, considerando a energia injetada. Para as perdas comerciais, calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão, propõe-se uma trajetória de redução começando com 6,99%. Também serão estabelecidos no processo os limites dos indicadores de qualidade DEC e FEC, que medem a duração e a frequência das interrupções no fornecimento de energia para o período de 2024 a 2028. A redução média anual proposta é de 2,22% no DEC e de 3,89% no FEC. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

O consumo consolidado de energia elétrica nas distribuidoras do Grupo Energisa atingiu 3.081,0 GWh em janeiro, caindo 1,2% em relação ao mesmo mês do ano anterior, informa o boletim operacional da companhia. As classes que mais contribuíram para o resultado foram a rural, comercial e residencial, com impactos pelo calendário de faturamento menor na maioria das concessões (0,7 dia menor no agregado) e por chuvas fortes em algumas regiões, além da geração distribuída. Descontando o efeito calendário, o mercado passaria a crescer 1,1%. No mês cinco de dez distribuidoras apresentaram redução na demanda, em especial no Mato Grosso do Sul, Mato Grosso e Sul-Sudeste, com 5,7%, 2,8% 3 4%. O maior recuo veio da classe rural, com 9,3%, influenciado pelas maiores diminuições de 10,1% no MT, 16,6% no MS, e 13,9% na SS. Além disso, o segmento também sofreu com o recadastramento de clientes (REN 901). Nos comércios queda de 2,5% puxada pelas mesmas classes: MS (8,2%) MT (5,1%) e ESS (7,4%). Nas residências retração de 0,5% com os mesmos impactos agregado a temperaturas mais amenas. Por sua vez a classe outros apresentou aumento no consumo, registrando 0,1% direcionado pelas concessões da Paraíba (3,8%), Acre (4,6%) e Rondônia (2,2%). Por fim a indústria teve alta de 1,4% com destaque para o MS (6,8%), SS (3,7%) e Tocantins (18,2%), com destaque para o setor de alimentos, minerais não metálicos e fertilizantes. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

A Engie Brasil energizou as linhas de transmissão entre as subestações Xingu e Serra Pelada, última etapa necessária para o atingimento da operação integral do Projeto Novo Estado, iniciado em dezembro de 2021 para fortalecer o escoamento da geração de grandes hidrelétricas do Norte do país, otimizando o Sistema Interligado Nacional (SIN). Segundo o comunicado ao mercado, a iniciativa contou ao todo com cerca de R$ 3,2 bilhões em investimentos, materializados em 3.634 torres instaladas ao longo de 1.800 km de linhas em 500kV passando por 24 municípios nos Estados de Tocantins e Pará. A companhia também informou a entrada em operação em 19 de fevereiro do Sistema de Transmissão Gralha Azul, no Paraná, a partir da energização do trecho que percorre a zona urbana e rural das cidades de Ponta Grossa, Imbituva e Irati. O projeto teve as primeiras linhas energizadas em 2021, antecipando em 16 meses o prazo previsto no contrato de concessão. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

A EDP Brasil estuda a aquisição da distribuidora de energia Enel Ceará, mas ainda não há decisão tomada sobre participar do processo competitivo pelo ativo, disse o CEO da elétrica, João Marques da Cruz. A Enel Brasil iniciou neste mês os processos de análise e prospecção para venda de sua distribuidora no Ceará. O movimento vem após a venda da distribuidora do grupo em Goiás e se encaixa na estratégia da empresa italiana de concentrar esforços em distribuição de energia nas áreas metropolitanas de São Paulo e Rio de Janeiro. Em teleconferência de resultados, o CEO da EDP Brasil afirmou que a análise considerará o contexto atual de taxas de juros e outras oportunidades de negócio que surgirão neste ano, como os grandes leilões de projetos de transmissão. O executivo afirmou que a elétrica pretende participar do próximo certame de transmissão, marcado para 30 de junho, no qual serão oferecidos nove lotes, somando 6,1 mil quilômetros de novas linhas e investimentos estimados de R$ 15,8 bilhões. Cruz disse esperar mais um leilão competitivo, com "deságios significativos", apesar dos juros mais elevados e da alta de custos na cadeia de fornecedores. "Estamos agora fazendo trabalhos técnicos para termos propostas competitivas (pelos lotes de interesse)", disse Cruz. Questionado em relação ao processo de renovação das concessões de distribuidoras de energia, ele disse que a EDP Brasil tem "confiança" de que o processo se dará em uma lógica não onerosa, isto é, sem pagamento de outorga. "É isso que nós achamos que é justo, vai de acordo com os interesses dos consumidores e acreditamos que seja essa a solução final seguida pelo governo." A EDP Espírito Santo é a empresa que estreará a próxima leva de renovação de contratos de distribuição, que envolverá cerca de 20 concessionárias. A companhia tem contrato vencendo em 2025 e já manifestou à União seu interesse em manter a concessão. (Folha de São Paulo – 28.02.2023) 

O CEO da EDP no Brasil, João Marques da Cruz, revelou em teleconferência de resultados na terça-feira, 28 de fevereiro, ter ‘grande confiança’ que o processo de renovação de concessões da distribuição deverá ser baseado na lógica de prorrogação não onerosa. A distribuidora do grupo português no Espírito Santo é uma das primeiras da fila. Segundo o executivo, a confiança veio após conversas com o vice-presidente Geraldo Alckmin e os ministros Alexandre Silveira, de Minas e Energia, e Fernando Haddad, da Fazenda. “É justo, vai de acordo com os interesse dos consumidores e acreditamos que seja esta a solução final decidida pelo governo “, explicou. Cruz disse ainda que a empresa ainda não se definiu se entrará ou não na disputa pela compra da Enel Ceará, que foi posta à venda pelo grupo italiano no fim do ano passado. A concessionária do Nordeste se encaixa como oportunidade de crescimento inorgânico. O cenário de juros elevados e a participação no próximo Leilão de LTs deve pesar na decisão. “Temos que decidir se vamos ou não”, aponta. A EDP detectou dificuldade dos clientes em pagar as contas de energia. Por conta disso, a inserção de clientes na tarifa social tem sido viabilizada, assim como o parcelamento e facilitação de pagamentos de débitos e intensificação de cortes. A empresa portuguesa se mostrou animada com o leilão de LTs de junho. Os lotes da licitação já foram analisados e Cruz acredita em um certame de forte competitividade. Ele lembra que no último leilão, em dezembro de 2022, mesmo com a taxa Selic em 13,75%, lances com deságios de 45% nos lotes mais competitivos acabaram derrotados. “Acredito que os deságios continuem a ser muito significativos”, observa o executivo. O vice-presidente de geração e transmissão da EDP, Luís Otávio Henriques, ressaltou que o segmento de transmissão, após a execução de lotes e a gestão da EDP Goiás, hoje é uma linha de negócio em que a empresa adquiriu uma expertise forte na área, o que a qualifica. “Temos competência para participar de diferentes lotes”, salienta. A EDP no início do ano deu início a produção de hidrogênio verde no Brasil, no porto de Pecém. Para o CEO da empresa, os projetos nessa área devem ser rentáveis. Em Pecém, a EDP é a offtaker do projeto. “A questão decisiva no H2 verde são os clientes. Havendo clientes, haverá projetos”, pontua. O diretor Carlos Andrade revelou na teleconferência que a EDP está fazendo um mapeamento de mercado para futuros compradores do energético. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

A Equatorial Pará entregará uma subestação de energia na cidade de Pacajá, localizada no Sudoeste paraense, ainda neste mês de fevereiro. A capacidade da nova subestação será de 34,5 kV e contou com investimento de cerca de R$ 4,5 milhões. Quase 15 mil clientes serão beneficiados com o aumento da capacidade do sistema e melhora na qualidade do fornecimento de energia elétrica para os moradores do município e do entorno. A distribuidora informou que a proposta da subestação é contribuir no fortalecimento do desenvolvimento econômico e social da região. Com a nova SE, a companhia disponibilizará uma potência maior para viabilizar energia de qualidade para a localidade e entorno, o que minimizará as oscilações. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

Os diretores da Aneel mantiveram nesta terça-feira, 28, uma decisão anterior e negaram o reconhecimento de excludente de responsabilidade por atraso no funcionamento de duas usinas solares fotovoltaicas da Rovema, contratadas no leilão emergencial. O colegiado seguiu o entendimento do relator do processo, diretor Fernando Mosna. A empresa é responsável pela implantação e exploração da UFV Buritis e da UFV Machadinho, respectivamente, sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, no Estado de Rondônia. Pelo edital, as usinas deveriam gerar energia a partir de 1º de maio de 2022, mas apenas em junho elas tiveram suas primeiras unidades liberadas para operação. O caso já havia sido debatido no colegiado da Aneel. O pedido de reconsideração analisado hoje foi apresentado contra decisão de 4 de outubro de 2022, quando a agência negou o pedido de medida cautelar da empresa para a suspensão das obrigações contratuais, bem como indeferiu o pleito de excludente de responsabilidade pelos atrasos. (BroadCast Energia – 28.02.2023) 

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) continua no patamar regulatório mínimo, estabelecido em R$ 69,04 por MWh pela Aneel para este ano. Esse valor era de R$ 55,70 por MWh em 2022. O preço é praticado em todo o Sistema Interligado Nacional (SIN) 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 levam em conta fatores como carga, incidência de chuvas e o nível de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas. (BroadCast Energia – 01.03.2023) 

A carga de energia no país em janeiro apresentou uma queda de 1,3% em relação ao apurado em igual mês em 2021, ao fechar em 71.290 MWm, informou recentemente o ONS. Na comparação com dezembro de 2022, a carga cresceu 3,2%, enquanto no acumulado dos últimos 12 meses a elevação foi de 0,3%. No submercado Sudeste/Centro-Oeste, a carga recuou 2,5% em janeiro na comparação anual, ao totalizar 40.455 MWm. O submercado Sul teve queda de 5,7% na carga de energia em janeiro, com 12.996 MWm. Nordeste e Norte tiveram alta de, respectivamente, 2,4% (para 11.513 MWm) e 10,7% (6.327 MWm) em janeiro ante igual mês em 2021. (Valor Econômico - 01.03.2023)

O consumo nacional de energia elétrica foi de 42.837 GWh em janeiro de 2023, crescimento de 0,6% em comparação com mesmo mês de 2022. A classe residencial (+1,8%) puxou a alta, seguida pelas classes comercial (+1,4%) e industrial (+1,2%). No acumulado em 12 meses o consumo nacional registrou 508.954 GWh, alta de 1,4% em comparação ao período imediatamente anterior. Quanto ao ambiente de contratação, o mercado livre apresentou crescimento de 4,1% no consumo do mês, enquanto o consumo cativo das distribuidoras de energia elétrica retraiu 1,6%. (EPE – 28.02.2023) 

Os reservatórios do Sul tiveram redução de 0,1 ponto percentual na última segunda-feira, 27 de fevereiro, segundo o boletim do ONS. O subsistema trabalha com 86,1% de sua capacidade. A energia armazenada marca 17.621 MW mês e ENA é de 9.153 M MW med, equivalente a 75% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A região Nordeste cresceu 0,3 p.p e está operando com 85,1% de sua capacidade. A energia retida é de 43.982 MW mês e ENA aponta 9.807 MW med, valor que corresponde a 89% da MLT. Já o submercado do Sudeste/Centro-Oeste permaneceu com níveis estáveis e operava com 76,8% do armazenamento. A energia armazenada mostra 157.201 MW mês e a ENA aparece com 76.509 MW med, o mesmo que 71% da MLT. A Região Norte teve aumento de 0,5 p.p e trabalha com 96,3%. A energia armazenada indica 14.730 MW mês e a energia natural afluente computa 23.866 MW med, correspondendo a 77% da MLT. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

A usina hidrelétrica de Itaipu voltou a abrir duas calhas do vertedouro ao mesmo tempo. O vertimento nas duas calhas se iniciou às 4h e a previsão é continuasse até as 18h. A vazão máxima prevista para o domingo era de 11 milhões de litros de água por segundo (11 mil m³/s), equivalente a sete vezes a vazão média das Cataratas do Iguaçu. Fazia sete anos que a Itaipu não abria duas calhas do vertedouro ao mesmo tempo. O aumento da liberação de água em hidrelétricas a montante (acima) do reservatório, como na usina de Rosana (SP), associado ao alto volume de chuvas registrado nas bacias incrementais de Itaipu nos últimos dias, motivaram a operação. (CanalEnergia - 27.02.2023)

A WEG informou que investirá R$100 milhões até 2024 para expansão da capacidade de produção de packs de baterias de lítio no Brasil. A companhia destacou que além de aumentar as dimensões do prédio atual de fabricação, também construirá uma nova fábrica para atender a demanda crescente do mercado de mobilidade elétrica e sistemas de armazenamento de energia. Os investimentos serão realizados no parque fabril de Jaraguá do Sul/SC, cidade sede da companhia. O cronograma de investimentos e expansão da WEG foi dividido em duas etapas: a primeira, que envolve a ampliação imediata do prédio de fabricação atual; e a segunda, que prevê a conclusão da nova fábrica de packs de baterias para o 1º semestre de 2024. A WEG ressaltou que com estes investimentos, a área construída disponível para a fabricação de packs de baterias será de aproximadamente 6.000 m², seguindo o modelo de construção modular da WEG, que permite o aumento gradual e contínuo da capacidade de produção para atender às necessidades de expansão da companhia ao longo dos próximos anos. O projeto deverá gerar aproximadamente 140 novos empregos e contará com soluções de automação, digitalização e indústria 4.0 fornecidas pela WEG. (CanalEnergia – 28.02.2023) 

Uma mineradora criada no Canadá, mas comandada por brasileiros, vai colocar o Brasil definitivamente no mapa do cobiçado segmento de baterias para VEs. Em abril, a Sigma Lithium começa a produzir comercialmente em Minas Gerais lítio de algo grau de pureza, insumo crucial para a produção das baterias. Atualmente, apenas outras quatro empresas no mundo produzem esse mineral. Instalada no Vale do Jequitinhonha, no norte de Minas, a Sigma Lithium tem entre seus dirigentes a copresidente Ana Cabral-Gardner. A forte demanda global pelo lítio com alto grau de pureza colocou a Sigma nos holofotes, despertando o interesse da Tesla. O cenário favorável também levou a mineradora a ficar na primeira colocação do ranking Venture 50 na Bolsa de Toronto no início deste ano. O projeto da canadense fica entre os municípios de Araçuaí e Itinga, no Vale do Jequitinhonha, no norte de Minas Gerais. No final do ano passado, Ana Cabral-Gardner informou ao Estadão/Broadcast que o empreendimento já teve parte da produção vendida e se preparava para uma expansão, que vai triplicar o valor do investimento iniciado há sete anos. A executiva adiantou que um dos contratos é com um dos maiores produtores de baterias avançadas do mundo, a LG, que fabricará seus produtos em duas unidades no hemisfério norte: uma joint venture com a GM chamada Ultium e outra com a Stellantis/Fiat. (O Estado de São Paulo – 28.02.2023) 

A Alemanha pediu à União Europeia que proponha regras que permitam que carros com motor a combustão que funcionam com combustíveis neutros em CO2 sejam vendidos na Europa após 2035, data em que todos os veículos novos vendidos na região terão que ter zero emissões. Aprovada recentemente pelo parlamento europeu, a nova regra de transição energética estipula que os veículos novos vendidos na região da União Europeia terão que ser carros elétricos a bateria, movidos a célula de combustível de hidrogênio ou qualquer outra tecnologia de emissão zero. A exigência é de que até 2035 as montadoras alcancem um corte de 100% nas emissões de CO2 dos carros novos vendidos, seria impossível vender novos veículos movidos a combustíveis fósseis no bloco de 27 países. O conjunto de medidas tem como objetivo central combater as mudanças climáticas, apoiando principalmente nas vendas de VEs. No entanto, a Alemanha busca uma alternativa para que veículos com motor de combustão interna que utilizem combustíveis sintéticos ou limpos também possam ser vendidos após 2035. Na verdade, o secretário explicou que a Alemanha estava convencida de que os carros elétricos a bateria são o "caminho a percorrer", mas que também queria ver outras possibilidades zero emissões sendo apoiadas. Dessa forma, a UE irá estudar a proposta para que veículos que funcionem com combustíveis neutros em CO2 podem ser vendidos após 2035, desde que isso esteja em conformidade com as metas climáticas. (Inside EVs - 28.02.2023) 

Em teleconferência com acionistas e investidores, os executivos da EDP Brasil disseram que estão mapeando possíveis clientes para viabilizar projetos de hidrogênio verde. A empresa deu o pontapé na produção da primeira molécula em sua nova unidade de geração localizada em São Gonçalo do Amarante, no Ceará, mas deixou claro que só deve tirar os projetos do papel com parceiras. A unidade é um projeto piloto que contempla uma usina solar com capacidade de 3 MW e um módulo eletrolisador para produção do combustível com capacidade de produzir 250 Nm3/h de gás. Entretanto, o desafio agora é obter escala de produção e viabilidade econômica em relação aos combustíveis fósseis (como petróleo e carvão). Cerca de 70% do custo de produção é com energia elétrica, ou seja, é uma indústria eletrointensiva. “Havendo clientes, existirão projetos. Fizemos um projeto P&D em que nós mesmos somos o ‘off-taker’ [comprador] do hidrogênio. Estamos trabalhando com entidades em vários estados do Brasil para ver se conseguimos ter projetos sustentáveis economicamente”, diz o presidente da empresa, João Marques da Cruz. (Valor Econômico - 01.03.2023)

Um estudo realizado pela Greener mostrou que o volume de módulos fotovoltaicos demandados pelo mercado brasileiro para atender a geração solar ultrapassou os 17 GW em 2022, viabilizando investimentos superiores a R$ 64 bilhões, tanto para geração distribuída (GD) quanto para geração centralizada (GC), um crescimento de 73% em relação ao mesmo período do ano anterior, que registrou 10,3 GW. O estudo GD do mercado solar também mostrou que as mudanças nas regras de geração distribuída, que passaram a vigorar em janeiro deste ano, trouxeram leve queda na atratividade dos sistemas FV residenciais e comerciais. No entanto, para 60% dos integradores, a expectativa para 2023 é de que as empresas vendam acima de 100 kWp. (CanalEnergia - 27.02.2023)

O Município de São Paulo, por meio da Secretaria de Governo e com apoio da São Paulo Parcerias, abriu consulta pública de parceria público-privada (PPP) para a contratação de parceiro privado que será responsável pela instalação, operação e compensação de créditos de centrais geradoras fotovoltaicas, destinadas ao suprimento de energia elétrica de 689 unidades consumidoras da Secretaria Municipal de Educação. O projeto surge como continuidade ao programa de energia limpa já em curso, junto com outros projetos na área da geração distribuída e um projeto destinado à migração de unidades consumidoras do município para o mercado livre de energia. A etapa de consulta pública vai até o dia 10 de março e os interessados poderão enviar contribuições, dúvidas e subsídios sobre os documentos editalícios e quaisquer aspectos do projeto através do link. Após o recebimento das contribuições e da audiência pública, será lançada a licitação ao mercado. (CanalEnergia - 27.02.2023)

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) informou que o Nordeste brasileiro produziu mais de 9.200 MW médios de energia eólica e solar em janeiro, volume equivalente à capacidade de geração de duas usinas do tamanho de Belo Monte. A CCEE destaca o potencial da região como uma das principais vantagens do Brasil para avançar no mercado de hidrogênio renovável, que tem essas duas fontes como principais matérias-primas para a fabricação do insumo. (CanalEnergia - 27.02.2023)

De acordo com uma pesquisa publicada pela consultoria norueguesa DNV, a indústria da eólica offshore flutuante deverá alcançar sua comercialização total sem subsídios até 2035. Os sinais parecem promissores, com 60% das organizações produtoras de receita a partir dessa fonte planejando aumentar seus investimentos. O CEO de Energy Systems da DNV, Ditlev Engel, declarou existir uma confiança de que essa modalidade de geração poderá alcançar sucesso comercial em pouco mais de dez anos, prevendo que 15% de toda a capacidade instalada virá de turbinas flutuantes até 2050. Para ele, os governos podem sair na frente com ações para tornar o mercado atraente para investimentos, com políticas e estruturas regulatórias estáveis e de longo prazo e fazendo a adaptação da infraestrutura básica, como em redes e portos. (CanalEnergia - 27.02.2023)

A Agência Nacional de Energia Elétrica liberou para início da operação comercial as UG1 a UG8, da EOL Assuruá 4 V, com 36 MW de capacidade instalada. Juntos, os empreendimentos somam 47,8 MW de capacidade instalada. Para operação em teste, a agência reguladora autorizou 5,5 MW de capacidade instalada, da EOL Serra do Seridó IX, localizada no estado da Paraíba. (CanalEnergia - 27.02.2023)

A Aneel acabou adiando as decisões sobre os processos que tratam dos empreendimentos contratados da Âmbar Energia, controlada pelo grupo J&F, e da turca Karpowership no leilão emergencial, realizado em outubro de 2021. Os processos estavam pautados para a reunião do colegiado desta terça-feira, 28, e não há previsão de quando voltarão à pauta. No caso do processo da Âmbar, o relator, diretor Fernando Mosna, chegou a ler seu voto e propor negar o pedido de reconsideração e, consequentemente, o pleito da empresa pelo reconhecimento da excludente de responsabilidade pelo atraso na implementação das quatro usinas. O diretor Ricardo Tili, contudo, pediu vistas do processo. A definição sobre o excludente de responsabilidade é decisiva para as próximas discussões sobre as usinas na agência reguladora. Já no caso da Karpowership, julgamento que era muito aguardado por agentes do setor elétrico, a discussão sequer foi iniciada. A discussão chegou a ser convocada para reunião extraordinária em 15 de fevereiro. A análise, contudo, também foi cancelada na ocasião. (BroadCast Energia – 28.02.2023) 

A Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que a demanda por gás natural deve permanecer "estável" em 2023, apesar das incertezas quanto as futuras ações do Rússia, volatilidade nos preços e a queda de consumo do gás no mundo em 1,6% ano passado. Além disso, o mercado doméstico de Gás Natural Liquefeito (GNL) na China deve crescer 10% este ano. No contexto de recuperação econômica e considerando a recente queda de preços de GNL, o mercado chinês pode chegar a um aumento de até 35% em suas importações da commodity em questão, desde que o preço siga caindo ao longo do ano e a recuperação do país continue forte. No entanto, a AIE classificou esse cenário como algo muito "incerto". "Isso provocaria uma competição acirrada nos mercados internacionais e poderia fazer com que os preços voltassem aos níveis insustentáveis do verão passado, representando uma preocupação para os compradores europeus em particular", detalhou a agência em sua análise. (BroadCast Energia – 28.02.2023)