O crescimento da capacidade de geração de energia para atender grandes consumidores se tornou um problema que afeta a conta de luz do brasileiro, que segue muito alta. O paradoxo se explica em razão dos subsídios dados a alguns setores, que têm feito com que os consumidores migrem do mercado regulado (o atendido pelas distribuidoras) para o mercado livre (onde é possível pode escolher de quem comprar) deixando os custos de segurança e expansão do sistema a uma base de clientes menor. Soma-se a isso que o subsídio dado à geração distribuída, principalmente a geração solar em telhados e pequenos terrenos, chamou a atenção de consumidores. Cada vez mais eles deixam a concessionária e vão a este segmento. Estes fatores são classificados pelo setor como “espiral da morte”. Com menos clientes, as concessionárias estão com sobra de energia no portfólio. A CCEE, prevê que as empresas estarão com sobreoferta de energia até 2025. Como não há almoço grátis, essa diferença de sobrecontratação involuntária é revendida ao PLD e repassada aos consumidores, inclusive os atendidos pela Tarifa Social. O presidente da Abrade, associação que representa as distribuidoras, Marcos Madureira, defende que a migração seja equilibrada, impedindo que os custos do sistema elétrico sejam pagos apenas por quem permanece no mercado cativo, como ocorre hoje, evitando a criação de um legado de custos que fica para as distribuidoras quando o cliente troca sua rede pelo mercado livre. “Os consumidores que optam por migrar para o mercado livre e têm desconto no uso do sistema de transmissão e distribuição deixam uma parcela de custos para a CDE [fundo setorial criado para bancar políticas públicas] e isso termina por onerar a tarifa”, diz Madureira. (Valor Econômico - 27.07.2023)

Os baixos preços no mercado de energia elétrica, decorrentes de uma série de fatores, estão provocando uma corrida dos consumidores por contratos com prazos de vencimento cada vez mais longos. Para as empresas mais intensivas em energia, a hora é de aproveitar os preços mais convidativos para o alongamento das carteiras, garantindo o fornecimento em condições mais favoráveis em contratos de até 5 anos. “O desejo dos consumidores era que a energia chegasse a US$ 30. Hoje verificamos que a energia está custando por volta de US$ 25. Ou seja, o cenário está muito favorável para a contratação de longo prazo”, afirma a sócia da comercializadora Stima Energia, Daniela Alcaro. O vice-presidente da Abraceel, Bernardo Sicsú, lembra que a queda dos preços casa com o atual momento de abertura do mercado livre, em que novas empresas migram para este ambiente de comercialização de energia. Segundo ele, para estes novos entrantes, o movimento deve ajudar as empresas a reduzirem seus custos com eletricidade ao mesmo tempo em que endereça suas metas de sustentabilidade. (Valor Econômico - 27.07.2023)

Uma brecha no texto da reforma tributária aprovada na Câmara dos Deputados pode permitir a cobrança do Imposto Seletivo (IS) sobre o setor de energia. O parágrafo terceiro do artigo 155 cita os impostos que poderão incidir sobre “operações relativas a energia elétrica, serviços de telecomunicações, derivados de petróleo, combustíveis e minerais do País” e menciona o artigo 153, VIII da reforma - o dispositivo autoriza à União instituir impostos sobre “produção, comercialização ou importação de bens e serviços prejudiciais à saúde ou ao meio ambiente”. O setor elétrico aposta no “diálogo aberto” com o relator da reforma, senador Eduardo Braga, para enquadrar a essencialidade do serviço. “Existe um risco de a energia elétrica receber a mesma alíquota de produtos supérfluos, pagando o mesmo tributo cobrado de cigarro, bebidas alcoólicas e outros. Então, é uma grande preocupação”, afirmou o presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase), Mário Menel. O presidente do Fase avalia que o aumento da carga tributária no segmento de geração tem o potencial de se propagar para toda a cadeia de suprimento, passando por transmissão e distribuição de energia. (Valor Econômico - 27.07.2023)

O TRF-1 anulou uma decisão liminar que suspendia as licenças ambientais do projeto eólico Canudos, da Voltalia, localizado na Bahia. A liminar havia sido emitida em abril. A desembargadora Ana Carolina Roman reconheceu o papel do Inema como competente para o licenciamento e determinou a realização de estudos complementares, pela Voltalia, do parque eólico, num prazo de seis meses, a fim de validar as licenças já concedidas. A controvérsia se deu porque o Inema determinou a realização do chamado Estudo de Médio Impacto (EMI), ao classificar o empreendimento como sendo de “médio porte”, o que dispensaria a necessidade de elaboração de estudo e relatório de impacto ambiental (EIA/Rima). Para a desembargadora, não se pode desconsiderar os atos de licenciamento baseados nos estudos apresentados (EMI). “As licenças ambientais, mesmo com vício de forma, foram precedidas de estudos técnicos criteriosos e acompanhadas e, todo o processo do licenciamento por órgão ambiental”, disse Roman na decisão. (Valor Econômico - 26.07.2023)

Uma nova corrida do ouro está acontecendo no mundo todo. Só que o alvo cobiçado são os minerais críticos ou estratégicos, como são chamados o lítio, cobalto, cobre, grafita, terras raras e níquel, usados em baterias de carros elétricos, painéis solares, turbinas eólicas e processos ligados à transição energética. Ao mesmo tempo em que fazem parte da tecnologia de ponta na produção de celulares e computadores, também são necessários nos esforços para conter o aquecimento global na produção de carros e ônibus elétricos e no armazenamento de energia, por exemplo. China e Estados Unidos já disputam há algum tempo os minerais críticos. A briga ganhou relevo quando a China restringiu as exportações de gálio e germânio, matérias-primas para a fabricação de chips, em resposta à decisão dos Estados Unidos de limitar a exportação de semicondutores. Com essa briga entre as duas potências e a escalada da produção dos automóveis elétricos, a demanda por lítio aumentou 300%, a do cobalto, 70% e a de níquel, 40% nos últimos cinco anos. (Valor Econômico - 27.07.2023)

A Enel SpA reportou lucros no primeiro semestre que superaram as estimativas dos analistas, já que o grupo de energia se beneficiou da normalização dos mercados de commodities. A maior empresa listada da Itália registrou lucro ajustado antes de juros, impostos, depreciação e amortização de 10,7 bilhões de euros nos primeiros seis meses, acima da estimativa de consenso da Bloomberg de 10,3 bilhões de euros, segundo comunicado. O desempenho foi impulsionado pelos negócios integrados da Enel, que se beneficiaram de uma progressiva normalização dos mercados de commodities e de uma maior quantidade de eletricidade gerada e vendida na Itália, Espanha e América Latina, disse a empresa. (Valor Econômico - 26.07.2023)

A Copel publicou nesta quarta-feira, 26 de julho, pela manhã o prospecto preliminar para a venda de ações que visa a privatização da companhia. O alvo de venda são 549.171.000 ações ao preço inicialmente estipulado de R$ 7,85 por ação o que daria um valor pouco acima de R$ 4,3 bilhões para a pulverização do capital da companhia no mercado de ações. Caso haja a negociação de todo o lote suplementar previsto na operação, a captação somará quase R$ 5 bilhões. De acordo com os documentos apresentados à Comissão de Valores Mobiliários, o estado do Paraná, que é o controlador da elétrica passaria a ficar com 17,9% do capital da empresa após a realização da operação sem considerar um lote suplementar que pode chegar a até 15% da oferta base de venda de ações. Se todos esses papeis forem negociados, a participação do estado seria reduzida a 15,65%. Esses recursos, diz a Copel, terão seu valor integral utilizados para o pagamento dos bônus de outorga de usinas hidrelétricas que a empresa quer renovar o contrato junto ao MME. Estão nesse conjunto de ativos a UHE Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia), Governador Ney Braga (Segredo) e Governador José Richa (Salto Caxias) por 30 anos. Poderão participar da oferta empregados da Copel e aposentados com um valor mínimo de R$ 1 mil e o valor é de R$ 3 mil para investidores não profissionais. De acordo com o cronograma, o período de reserva das ações começa em 2 de agosto e vai até o dia 7 de agosto. A fixação do preço das ações na oferta acontece em 8 de agosto. No dia 11 ocorrerá a liquidação da oferta. Apesar de colocar que a oferta é irrevogável, ao final do documento, a Copel explica que, o procedimento de bookbuilding não será concluído sem que haja a manifestação do Tribunal de Contas da União (TCU) sobre o bônus de outorga que a Copel terá que pagar pelas três UHEs citadas. E ressalta que se o tribunal não aprovar os termos definidos na portaria interministerial que está em análise e trata da renovação das UHEs, ou ainda determinar alteração relevante nos valores do bônus de outorga, a oferta não será concluída. (CanalEnergia - 26.07.2023) 

O consumo de energia elétrica no mercado cativo e livre (18.855,6 GWh) do Grupo Energisa cresceu 1,4% nos primeiros seis meses de 2023 em relação ao mesmo período do ano anterior. Segundo a companhia, as classes residencial, industrial e poder público registraram as maiores altas no período, destaque para os setores alimentício e metalurgia, além do calendário maior e clima quente – sobretudo no Norte e Nordeste. Nos seis primeiros meses do ano, 7 das 9 distribuidoras apresentaram alta, com destaque para EPB (+5,1% ou 135,9 GWh); ETO (+5,4% ou 91,1 GWh) e ERO (+5,9% ou 73,4 GWh). Com relação a junho de 2023, o consumo consolidado de energia elétrica, cativo e livre (3.040,7 GWh), nas áreas de concessão do grupo, apresentou um aumento de 3,5% em relação ao mesmo mês do ano anterior. No mês, as classes que mais contribuíram para o resultado foram as classes residencial, outros, sobretudo poder público, e comercial, diante do clima mais quente e base baixa, sobretudo no Nordeste, grandes varejistas e rede de educação. De acordo com a Energisa, todas as distribuidoras apresentaram alta no consumo de energia em suas áreas de concessão no mês, em especial a ERO (10,5% ou 29,8 GWh), EPB (5,4% ou 22,3 GWh) e ESE (7,9% ou 17,2 GWh). (CanalEnergia - 26.07.2023) 

A energia distribuída nas áreas de concessão do Grupo Equatorial Energia registrou crescimento de 6,8% no segundo trimestre de 2023 em comparação ao mesmo período do ano passado, atingindo 13.071 GWh. A companhia divulgou seu boletim operacional, reportando incremento de 4,8% na energia injetada ou 15.862 GWh, com as perdas totais ficando em 18,6% ou 2.791 GWh. As perdas do grupo reduziram 0.4 ponto percentual em relação ao último trimestre e 1.4 p.p. quando comparadas com o 2T22. Considerando o nível de perdas consolidados ex Equatorial Goiás, as perdas do grupo reduziram 0.4 p.p. e 1.8 p.p. quando comparadas ao 1T23 e ao 2T22, respectivamente. Já na comparação com o mesmo período do ano anterior, todas as distribuidoras do grupo apresentaram redução nos níveis de perdas, reforçando a trajetória de perdas e melhoria operacional do grupo, com destaque para as fortes reduções na CEEE-D e na CEA, que reduziram 4.5 p.p. e 4.3 p.p., respectivamente, reflexo da mobilização completa das equipes de perdas nas duas concessões, e da Equatorial Alagoas, que apresentou uma redução de 3.4 p.p. No 2T23, os complexos eólicos da Echoenergia apresentaram um aumento de 6,4% na geração em comparação ao mesmo período de 2022. De acordo com a companhia, a partir do segundo trimestre de 2022, o complexo Serra do Mel II já estava operacional. O resultado da operação se deve a maior disponibilidade do recurso eólico, consequência da transição de fenômenos climáticos no período. (CanalEnergia - 26.07.2023) 

Após perceber um aumento da inadimplência no começo do ano, a Neoenergia está vendo o perfil de seus consumidores mudar nos últimos meses. Em teleconferência ao mercado na quarta-feira, 26 de julho, o CEO da empresa, Eduardo Capelastegui, disse que a arrecadação deve voltar ao patamar normal de R$ 45 milhões mensais, movimento provavelmente ligado a maior confiança da economia e perspectiva de queda de juros que deve começar em agosto. “Esperamos a estabilização no segundo semestre e vamos voltar aqueles R$ 150 milhões por trimestre que é o nível normal de inadimplência da companhia”, salienta, destacando também o apoio do Programa Desenrola, criado pelo governo para negociação de dívidas e citando que a distribuidora possui quase 350 mil clientes elegíveis a essa proposta, trabalhando com uma expectativa entre R$ 50 milhões e R$ 100 milhões de arrecadação. Na maior concessão do grupo, localizada na Bahia, 64.164 Unidades Consumidoras residenciais sofreram cortes por não pagarem as contas no mês de março, número que reduziu para 53.171 UCs em junho, segundo dados coletados junto à Aneel. (CanalEnergia - 26.07.2023) 

A EMAE realizou investimentos na ordem de R$ 12,1 milhões para modernização da unidade geradora 3 da usina externa do complexo Henry Borden. O banco de três transformadores de 65 MW, que estavam em operação desde a década de 1940, foi substituído, e o rotor elétrico do gerador passou por manutenção. Os serviços já foram concluídos e a manutenção preventiva no rotor elétrico é realizada a cada dois anos. Porém, com a parada programada para a substituição dos transformadores, o serviço foi antecipado. O reparo detecta, preventivamente, se há problemas de curto-circuito no enrolamento nos polos. Isso evita uma parada forçada da unidade geradora que possa prejudicar os índices de disponibilidade e confiabilidade da usina. A complexo Henry Borden é formado por duas usinas, uma externa e outra subterrânea, ambas de alta queda (720 metros de declive). Seus 14 grupos de geradores representam uma capacidade de geração de 889 MW, o que é equivalente ao consumo de energia de aproximadamente três milhões de pessoas. (CanalEnergia - 26.07.2023) 

A Isa Cteep informou que obteve a Licença de Instalação para as linhas de transmissão do projeto Minuano, emitida pela Fundação Estadual de Proteção Ambiental, do Rio Grande do Sul. Com a obtenção da LI, as obras já podem ser iniciadas. Minuano é o empreendimento do lote 01 do Leilão de LTs de dezembro de 2019. O empreendimento, localizado nas cidades de Bento Gonçalves, Caxias do Sul, Farroupilha, Flores da Cunha, Nova Roma do Sul, Pinto Bandeira e Veranópolis, contribuirá para o escoamento de energia na Região Sul, aumentando a qualidade no atendimento à região serrana do estado do Rio Grande do Sul. O projeto consiste na implementação de 115 km de linhas de transmissão, dos quais 44 km são em circuito duplo, além da implementação de uma subestação com 2.700 MVA de potência. As obras das subestações estão em andamento desde a obtenção antecipada da Licencia de Instalação. O investimento é de R$ 682 milhões e a Receita Anual Permitida para o ciclo 2023-2024 é de R$ 48,3 milhões. O prazo máximo estipulado pela Aneel para implementação do projeto é março de 2025. (CanalEnergia - 26.07.2023) 

O MME autorizou a Mez Comercializadora de Energia Elétrica a exportar energia elétrica interruptível para a Argentina e Uruguai. A decisão consta no Diário Oficial da União da quarta-feira, 26 de julho. Segundo texto, a exportação para o Uruguai por meio das estações conversoras de frequência de Rivera e de Melo deverá ser precedida de autorização ou contrato para utilizar as respectivas instalações de transmissão de interesse restrito de que tratam a Resolução Aneel nº 153, de 23 de maio de 2000, e a Resolução Autorizativa Aneel nº 2.280, de 23 de fevereiro de 2010. Além disso, a exportação de energia não deverá afetar a segurança eletroenergética do SIN, segundo os critérios utilizados pelo ONS. E deverá ser informado mensalmente à Aneel no prazo de quinze dias após a contabilização da CCEE, todas as transações de exportações realizadas, indicando os montantes, a origem da energia vendida e a identificação dos compradores. (CanalEnergia - 26.07.2023)  

A região Sul apresentou estabilidade no percentual no nível de armazenamento dos reservatórios, com 94,1% da capacidade na última terça-feira, 25 de julho, se comparado ao dia anterior. A energia armazenada marca 19.247 MW mês e a energia natural afluente (ENA) é de 11.467 MW med, equivalente a 89% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. O submercado Sudeste/Centro-Oeste recuou 0,1 ponto percentual e operava com 84,9% da capacidade. A energia armazenada somou 173.682 MW mês, e a ENA 21.606 MW med, valor que corresponde a 90% da MLT. Os reservatórios do Norte apresentaram queda de 0,1 p.p. e operam com 93,5% da capacidade. A energia armazenada marca 14.303 MW mês e ENA é de 3.409 MW med, equivalente a 79% da média de longo termo armazenável no mês até o dia de ontem. A Região Nordeste também contou com perdas de 0,1 p.p. e está com 80,4% da sua capacidade. A energia armazenada indica 41.541 MW mês e a energia natural afluente computa 2.017 MW med, correspondendo a 57% da MLT. (CanalEnergia - 26.07.2023) 

A carga de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) aumentou 3,8% no em junho deste ano, em comparação com o mesmo período de 2022, para 71.077 MWmed. Com ajustes por motivos fortuitos, a alta foi de 3,5%, informou o ONS. No Sudeste/Centro-Oeste, a alta foi de 2,3% no mês passado, a 39.918 MWmed. Considerando os ajustes, a alta foi de 2,6%. No submercado Sul, houve retração de 0,9% alcançando 12.181 MWmed, mas com ajustes a retração foi de 2,4% no período. Já no Nordeste o consumo de energia aumentou 8,7% em junho, alcançando 11.921 MWmed. Com ajustes, a alta foi de 8,4%. no Norte houve elevação de 13,8% a 7.057 MWmed, enquanto a carga ajustada teve alta de 12,6%. De acordo com o ONS, as temperaturas mais amenas no Sudeste/Centro-Oeste, típicas para essa época do ano, e menor volume de precipitação nos subsistemas Norte e Nordeste influenciaram o desempenho da carga em junho. (Broadcast Energia - 25.07.2023) 

O ONS divulgou uma nota técnica na qual pontua que a rede elétrica do Norte de Minas Gerais e do chamado Triângulo Mineiro já apresenta gargalos e restrições, e que não haveria capacidade remanescente para o escoamento de novas plantas de geração de energia em condições normais de operação ou em situações de contingência. De acordo com a nota técnica, mesmo com as soluções estruturais recomendadas pela EPE, são previstas sobrecargas acima da capacidade de emergência em diversas linhas de transmissão da região. O documento pontua, ainda, que os fluxos responsáveis pelos carregamentos das transformações de fronteira são no sentido do escoamento de geração na rede de distribuição para a rede básica, "sendo amplamente influenciados pela geração de médio porte conectada e pelo crescente potencial da MMGD [Micro e Minigeração Distribuída]". (Broadcast Energia - 26.07.2023) 

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) continua no piso regulatório de R$ 69,04 por MWh nesta quarta-feira, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O PLD está no patamar regulatório mínimo, que em 2022 era de R$ 55,70/MWh, há pouco mais de dez meses. O preço não apresenta oscilações ao longo do dia em todo o Sistema Interligado Nacional (SIN), de forma que os PLDs médios, mínimos e máximos coincidem em todos os submercados do País. O cálculo do 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 - 26.07.2023) 

Cálculos da Ampere Consultoria apontam que o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) mínimo para 2024 pode ficar 9,3% menor o que o patamar atual, em R$ 62,63 por MWh devido à redução da inflação nos Estados Unidos e à desvalorização do dólar ante o real. Na avaliação do consultor da Ampere e responsável pela análise, Guilherme Ramalho de Oliveira, essa tendência deve ser levada em conta nas análises de risco dos agentes do setor, "tendo em vista atual momento de reservatórios cheios e a manutenção do preço no mínimo regulatório". Essa projeção considera a perspectiva de que a inflação norte-americana permaneça em níveis relativamente menores nos próximos meses, e que a taxa de câmbio não tenha sobressaltos, estima. A simulação foi baseada na Tarifa de Otimização de Itaipu, que historicamente tem sido mais alta do que de outras usinas e, consequentemente, usada para o estabelecimento do indicador. (Broadcast Energia - 25.07.2023) 

Um grupo que reúne alguns dos maiores fabricantes automotivos do mundo uniu forças em uma nova joint venture para entregar uma nova rede pública de carregamento "de alta potência" em cidades e rodovias na América do Norte para acelerar a adoção de veículos elétricos. BMW Group, General Motors, Honda, Hyundai, Kia, Mercedes-Benz e Stellantis uniram forças nesta iniciativa sem precedentes que pretende instalar pelo menos 30.000 pontos de carregamento de alta potência em locais urbanos e rodoviários "para garantir que os clientes possam carregar quando e onde precisarem". No comunicado, as sete montadoras afirmam que sua rede de carregamento oferecerá uma experiência elevada ao cliente, confiabilidade, capacidade de carregamento de alta potência, integração digital, locais atraentes, várias comodidades durante o carregamento. Um destaque é que as estações devem ser alimentadas exclusivamente por energia renovável. Outra vantagem da iniciativa é que as novas estações de recarga serão acessíveis a todos os veículos elétricos de qualquer montadora, pois oferecerão conectores nos padrões Combined Charging System (CCS) e North American Charging Standard (NACS). De acordo com o projeto, cada estação será equipada com vários carregadores DC de alta potência e oferecerá coberturas sempre que possível, bem como comodidades como banheiros, serviço de alimentação e operações de varejo – nas proximidades ou dentro do mesmo complexo. Os sete sócios estabelecerão a joint venture este ano, sujeito às condições habituais de fechamento e aprovações regulatórias. As primeiras estações de carregamento da rede estão programadas para entrar em operação nos Estados Unidos em meados de 2024 e posteriormente no Canadá. (Inside EVs - 26.07.2023) 

O Conselho da União Europeia deu um passo importante com a aprovação de uma série de regras sobre a infraestrutura de recarga, determinando que até 2025, as principais rodovias do continente devem ter carregadores instalados a cada 60 quilômetros. As novas regras são bem específicas e são para as estradas principais da Rede Transeuropeia de Transportes (RTE-T), que percorre quase 30 países da Europa e faz a ligação entre as principais cidades. O passo inicial é para que cada ponto seja posicionado a, no mínimo, 60 km de distância um do outro e que tenha carregadores o suficiente para oferecer 400 kW totais. Para evitar uma grande quantidade de estações de baixa capacidade, um deles deve ser de 150 kW. É só o primeiro passo até 2025, para criar a infraestrutura. O seguinte é atualizá-la, elevando a potência combinada dos carregadores para 600 kW, mantendo a regra de ter ao menos uma estação de 150 kW. Isto é o suficiente para acabar com os carregadores mais lentos, uma situação que acontece atualmente, onde alguns lugares anunciam terem 300 kW, mas conta com seis estações de 50 kW, perdendo potência ao serem usados simultaneamente. Para as outras estradas que fazem ligação com as principais da RTE-T, o plano é menos ambicioso. As novas regras determinam que adotem carregadores a cada 60 km, porém com uma potência combinada de 300 kW e uma estação de 150 kW. Ao menos 50% das rodovias devem ter a infraestrutura pronta até o final de 2027, atingindo 100% de cobertura até dezembro de 2030. Em 2036, os carregadores deverão contar com 600 kW de potência combinada e dois pontos de 150 kW. Este é o plano para carros, vans e comerciais leves. No caso dos caminhões, as estações deverão ser instaladas até 2030, com uma potência mínima de 350 kW, também a cada 60 km de distância nas principais estradas e 100 km nas demais. Um ponto muito discutido e que teve um avanço com as novas regras é que os carregadores não deverão mais ser atrelados a um sistema de assinatura. Depois da aprovação do Conselho da União Europeia, as novas regras deverão ser publicadas no Diário Oficial do bloco em algum momento do 4º trimestre, passando a valer 20 dias após a publicação. O texto prevê que as mudanças comecem a ser feitas seis meses após a lei entrar em vigor. (Inside EVs - 26.07.2023) 

O governo da Índia rejeitou proposta da chinesa BYD para construção de fábrica de carros elétricos e baterias no país. O investimento seria da ordem de US$ 1 bilhão (quase R$ 5 bilhões) e realizado em parceria com a empresa local Megha Engineering. Negociações chegaram a acontecer, mas dirigentes do governo apontaram falta de confiança em relação ao chineses. De acordo com o South China Morning Post e a Bloomberg, um funcionário do governo indiano teria ditado que "preocupações de segurança com relação aos investimentos chineses na Índia foram sinalizadas durante as deliberações". Os dois países têm travado disputas militares na fronteira nos últimos anos e não vivem o melhor dos momentos em termos políticos. O Departamento de Comércio da Índia e o Departamento de Promoção da Indústria e Comércio Interno (DPIIT) foram responsáveis por analisar o investimento proposto pela BYD. A proposta coincide com momento delicado enfrentado por empresas chinesas que decidem investir no país. O grupo GWM também planejava aplicar US$ 1 bilhão para construir carros elétricos na Índia em antiga fábrica da General Motors, mas os planos foram barrados. Além disso, o governo tem apertado o cerco sobre a MG, de propriedade do grupo SAIC, que também tem negócios no país. (Inside EVs - 26.07.2023) 

A Omega Energia e a EDF Renewables receberam parecer positivo da Aneel para iniciar a operação comercial de suas centrais eólicas, totalizando 17,4 MW e 16,5 MW de capacidade instalada, respectivamente. Além disso, a fonte eólica também recebeu autorização para testes de uma turbina de 4,5 MW em um parque eólico no RN. A Solatio obteve aval para testar 100 MW de energia fotovoltaica em usinas em PE. (CanalEnergia – 25.07.2023)

A distribuidora de gás natural GNLink e o Grupo Migratio fecharam um acordo de cooperação comercial para viabilizar projetos de produção de biometano até 2025, com o objetivo de reduzir a pegada de carbono. As empresas pretendem explorar o potencial dos resíduos orgânicos da agropecuária e aterros sanitários, convertendo-os em biogás e, em sua forma pura, em biometano. O biometano será uma alternativa mais sustentável e eficiente para o transporte de energia no interior do país, reduzindo custos logísticos e promovendo o desenvolvimento regional. O acordo busca desenvolver tecnologias inovadoras para produção e uso do biometano, contribuindo para um futuro mais limpo e renovável. (Petronotícias – 24.07.2023)

A partir de 1.º de agosto a Petrobras reduzirá o preço do gás natural vendido às distribuidoras em 7,1%. No ano, a queda acumulada chegará a 25%. Coincidência ou não, o movimento acontece no momento em que a disputa entre o Ministério de Minas e Energia (MME) e a Petrobras em torno do mercado de gás natural ganha proporções extremas. "Não existe crise", desconversou o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, na entrevista em que anunciou o corte no preço. Não é o que demonstram, desde o início do ano, declarações públicas cada vez mais acaloradas. O governo Lula da Silva está claramente dividido entre a ala que defende a desconcentração do segmento, tendo à frente o ministro do MME, Alexandre Silveira (PSD), e a que cerra fileira pela manutenção da Petrobras como mandante do setor, liderada por Prates (PT). Os dois senadores licenciados passaram a personificar o duelo entre as correntes liberal e estatizante que marcam o alto escalão do governo. (Broadcast Energia - 26.07.2023) 

Desembargadores do Tribunal Regional Federal da 1.ª Região (TRF-1) têm autorizado pagamentos milionários de royalties pela exploração de petróleo e gás a municípios que não produzem o óleo. As decisões judiciais têm sido obtidas por um lobista condenado por estelionato e investigado pela Polícia Federal por suspeita de lavagem de dinheiro que coordena advogados recém-formados e sem experiência no setor. O grupo já faturou R$ 25,7 milhões em honorários. Nos últimos dois meses, o Estadão identificou que o grupo do lobista Rubens de Oliveira conseguiu com três desembargadores do TRF-1 acordos que deram a 21 prefeituras de Amazonas, Alagoas e Pará o direito de receber royalties sem produzir petróleo. A reportagem analisou 13,5 mil páginas de dezenas de processos e detectou que “advogados laranjas” que trabalham para Oliveira usam documentos e dados falsos em pedidos genéricos levados ao tribunal. E obtêm a autorização de repasses, mesmo as peças contendo erros de grafia e trechos idênticos. (Broadcast Energia - 26.07.2023) 

Um estudo realizado pela Herbert Engineering Corp. (HEC) em nome da sociedade de classificação American Bureau of Shipping (ABS) mostrou que a adoção de reatores nucleares avançados em um porta-contêineres de 14.000 TEU eliminaria a necessidade de reabastecimento durante sua vida útil de 25 anos. O estudo analisou os efeitos da propulsão nuclear em dois tipos de navios, mostrando que a tecnologia reduziria as emissões de CO2 e aumentaria a eficiência operacional. A ABS está apoiando o desenvolvimento da propulsão nuclear para embarcações comerciais e enfatiza que um mundo net-zero é mais facilmente alcançado por meio da propulsão nuclear. No entanto, a indústria precisa avaliar essas tecnologias com foco na segurança. (Petronotícias – 25.07.2023)

A empresa sueca de gerenciamento de resíduos radioativos, Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB), firmou um acordo com a construtora Skanska para a expansão do repositório final de resíduos nucleares em Forsmark. O repositório SFR, situado abaixo do Mar Báltico, iniciou operações em 1988 e tem capacidade de disposição final de cerca de 63.000 metros cúbicos de resíduos. Com a expansão, serão construídas seis novas abóbadas rochosas em duas fases, totalizando seis anos para conclusão. A iniciativa visa atender às demandas de qualidade e segurança, permitindo o descarte adequado de resíduos radioativos de usinas nucleares, hospitais, pesquisa e indústria. A aprovação da Autoridade de Segurança de Radiação (SSM) é aguardada antes do início do trabalho de escavação. (Petronotícias – 25.07.2023)

A Abraceel afirmou ao Ministério de Minas e Energia (MME) que é de "extrema importância" que o cronograma de abertura integral do mercado de energia elétrica brasileiro seja definido em paralelo ao processo de prorrogação das concessões de distribuição. Na visão da entidade, que representa empresas de comercialização de energia elétrica, a medida permitiria que houvesse "maior previsibilidade e transparência às empresas que estão avaliando a possibilidade de prorrogar seus contratos ou, se for o caso, participar do processo de licitação, tornando claro o ambiente em que tais empresas atuarão pelos próximos 30 anos". A ponderação foi feita na consulta pública sobre as diretrizes para renovação da concessão de distribuidoras encerrada nesta segunda-feira, 24. As regras serão definidas para embasar a renovação dos contratos de 20 empresas do segmento, que vencem entre 2025 e 2031, e representam cerca de 60% do mercado. (Broadcast Energia - 25.07.2023)