Dados divulgados durante o 10º Fórum do Biogás, promovido pela Associação Brasileira de Biogás, mostram potencial do setor do agronegócio no implemento da matriz energética brasileira.
No setor do agronegócio, o biometano é o destino de resíduos e ainda fornece biofertilizante, que pode ser utilizado em plantações, fechando o ciclo da economia circular. Se todo o resíduo disponível hoje no Brasil fosse utilizado para a produção de biometano, o setor sucroenergético poderia produzir 57,6 milhões de m³ por dia de biometano.
Planta de produção de biogás na Europa.
As projeções foram divulgadas durante a 10ª edição do Fórum do Biogás, maior evento de biogás da América Latina. que acontece nos dias 13 e 14 de novembro, em São Paulo. O biogás e o biometano são considerados os principais protagonistas na rota da transição energética e descarbonização da matriz e da economia no Brasil e no mundo.
Os números mostram que a proteína animal poderia produzir até 38,9 milhões de m³ por dia, enquanto os resíduos da produção agrícola teriam capacidade para produzir 18,2 milhões de m³ por dia de biometano. O saneamento básico, por sua vez, teria a projeção de 6,1 milhões de m³ por dia de biometano.
O biometano é tecnicamente equivalente e intercambiável com o gás natural, conforme resoluções da ANP, além de regulatoriamente equivalente ao gás, por meio da Lei 14.134/2021 (“Lei do Gás”). Devido a essas características, o biometano utiliza a mesma infraestrutura que o gás natural, seja por meio de gasodutos de distribuição e transporte, seja na forma de distribuição via GNC (Gás Natural Comprimido) e GNL (Gás Natural Liquefeito). Destaca-se ainda que esse compartilhamento de infraestrutura já ocorre, com duas plantas injetando biometano nos gasodutos brasileiros.
O aproveitamento do biogás e do biometano é a alternativa madura mais competitiva de alcançar os compromissos climáticos nos setores de maior dificuldade de descarbonização, como a indústria e o transporte. Além de contribuir para a independência e autossuficiência energética no Brasil.
Os preços do petróleo bruto começaram mais uma semana com perdas, apesar dos fortes sinais de que os bancos centrais estão intervindo para ajudar os credores com problemas nos EUA e na Europa.
No pregão da manhã asiática, o petróleo Brent estava sendo negociado a US$ 72,27 por barril, enquanto o West Texas Intermediate estava trocando de mãos por US$ 66,06 por barril, ambos abaixo de mais de um ponto percentual em relação ao fechamento de sexta-feira.
O fraco início da nova semana de negociação ocorre após a pior semana para o petróleo desde o início do ano, com os preços caindo para o nível mais baixo em 15 meses após a notícia do fechamento do Silicon Valley Bank e do Signature Bank nos Estados Unidos, e o relato de corridas a bancos menores e problemas de liquidez em um dos maiores credores internacionais, o Credit Suisse.
No final da semana, os bancos centrais conseguiram acalmar o medo, ao que parece, e o petróleo recuperou algumas de suas perdas temporariamente. O Tesouro dos EUA garantiu ao público que seus depósitos estão seguros e o UBS se ofereceu para adquirir o Credit Suisse por mais de US$ 3 bilhões com a ávida bênção das autoridades suíças, que buscavam reverter um declínio acentuado na estabilidade do sistema bancário global.
Enquanto isso, os bancos centrais da UE, dos EUA e de outros lugares prometeram lidar com a crise de liquidez que aparentemente está em toda parte e evitar outro colapso no estilo de 2008.
Até agora, isso não conseguiu sustentar os preços do petróleo, no entanto, sugerindo que os esforços para convencer o público de que tudo ficará bem não estão exatamente sendo bem-sucedidos.
“O foco do mercado está na atual volatilidade do setor bancário e no potencial para novos aumentos de juros pelo Fed”, disse o chefe de pesquisa de commodities do National Bank of Australia à Reuters na manhã desta segunda-feira (20).
“A próxima reunião da Opep é outro potencial catalisador nas perspectivas para o mercado. Mais riscos de queda nos preços aumentam a probabilidade de a Opep reduzir ainda mais a produção para sustentar os preços”, disse Baden Moore.
A Bahia confirmou a liderança nacional em 2022 na geração total de energia eólica (31%) e solar (27%), de acordo com dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Ainda de acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o estado conta com 265 parques eólicos e 46 parques solares fotovoltaicos em operação, com investimentos totais de R$ 34 bilhões, e capacidade instalada de 7 Gigawatts (GW) de eólica e 1,3 GW de solar.
Segundo o Governo do Estado, a previsão é de que sejam injetados mais R$ 62 bilhões para a construção de parques eólicos e solares. Os dados contam nos Informes Executivos de Energia Eólica e Solar divulgados pela Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDE).
A estimativa de investimento nas 186 usinas eólicas em construção ou projetadas é de cerca de R$ 32 bilhões e a previsão é que sejam criados mais 73 mil empregos em toda a cadeia produtiva. Já a energia solar tem 22 parques em construção e mais 234 devem ser implantados futuramente. Os investimentos projetados são da ordem de R$ 44 bilhões e deve criar, direta ou indiretamente, mais de 292 mil vagas nos próximos anos em toda a cadeia produtiva.
Diagrama do Nordeste.
Neste momento, 16h04m, a energia eólica produz 8944,9 MW no Nordeste. Mais que o dobro da Geração Hidráulica: 4019,0 MW. E quatro vezes a geração Solar: 2277,9 MW.
Segundo associação, setor gerou 750 mil empregos em dez anos
O Brasil ultrapassou a marca de 25 gigawatts (GW) de potência de energia solar em fevereiro, divulgou a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). O levantamento considera tanto as usinas solares de grande porte, como os sistemas de geração própria de energia em telhados, fachadas e pequenos terrenos.
De acordo com Absolar, a energia solar já equivale a 11,6% da matriz elétrica do país. O setor atravessa um crescimento exponencial. De fevereiro do ano passado para este mês, a potência ligada à energia solar saltou de 14,2 GW para 25 GW, com alta de 76%. Desde julho do ano passado, a potência de geração solar instalada no país tem crescido em média, 1 GW por mês.
Desde 2012, segundo a entidade, os investimentos em fonte solar de energia somaram R$ 125,3 bilhões e gerou cerca de R$ 39,4 bilhões em arrecadação aos cofres públicos. Em cerca de dez anos, o setor gerou 750,2 mil empregos acumulados e evitou a emissão de 33,4 milhões de toneladas de gás carbônico (CO2) na geração de eletricidade.
A produção de energia elétrica concentra-se nos pequenos usuários. Atualmente, 17,2 GW são produzidos no sistema de geração própria (em casa ou em terrenos próprios). As grandes usinas solares têm potência de 7,8 GW.
O mesmo ocorre com os investimentos e o emprego. Desde 2012, o segmento de geração própria gerou 517,2 mil empregos no Brasil e R$ 88,4 bilhões em investimentos. As usinas de grande porte criaram 233 mil empregos acumulados no país e foram responsáveis por R$ 36,9 bilhões em investimentos.
Perspectivas
Segundo a Absolar, as perspectivas para a energia solar no Brasil são favoráveis. O país pode usar um dos maiores recursos solares do planeta para produzir hidrogênio verde (hidrogênio produzido sem combustíveis fósseis). Esse cenário, no entanto, depende da ampliação dos investimentos.
A associação cita estudo da consultoria Mckinsey, segundo o qual o Brasil precisará receber investimentos de US$ 200 bilhões até 2040 para ter uma nova matriz elétrica dedicada à produção de hidrogênio verde. Os recursos deverão ser aplicados nos seguintes itens: geração de eletricidade, linhas de transmissão, usinas de produção do combustível e estruturas associadas como portos, dutos e armazenagem.
Da Agência Brasil
Nota da Redação: para se ter uma ideia, a potência instalada de Itaipu, a segunda maior usina hidrelétrica do mundo, é de 16 GW. A potência instalada da Usina das Três Gargantas, na China, a maior do mundo, é de 18 GW.
Neste sábado, os rebeldes houthis do Iêmen atacaram com drones as duas principais instalações petrolíferas da Arábia Saudita, causando importantes incêndios. Riad, que respondeu bombardeando alvos do grupo, anunciou que as chamas haviam sido controladas, mas fontes do setor temem que a produção seja interrompida.
Além das perdas materiais, a terceira operação desse tipo nos últimos cinco meses expôs a vulnerabilidade da infraestrutura de energia do reino ante a crescente sofisticação da milícia iemenita.
A companhia petrolífera saudita Aramco admitiu que, após os ataques ontem por drones dos rebeldes iemenitas, terá de reduzir a sua produção para a metade.
Os ataques e os incêndios resultantes deles só não causaram um abalo nas bolsas de valores porque elas estavam fechadas. Mas, a segunda-feira deve ser um dia movimentado para os negociantes de derivados, corretores e especuladores. Os preços, admitem os especialistas, podem disparar já amanhã em US$ 5 a US$ 10 por cada barril de 159 litros.
É que, segundo os especialistas, devido à redução da produção da Aramco, a oferta de petróleo no mercado mundial pode sofrer uma quebra de até 5%. Um desses especialistas, Bob McNally, da consultora Rapidian Energy, calcula que se a redução durar uma semana os preços poderão mesmo subir de US$ 15 a US$ 20 dólares por barril e voltar, assim, a superar a emblemática marca dos US$ 100.
O chefe do Departamento de Estado norte-americano, Mike Pompeo, ignorou a responsabilidade no ataque de ontem admitida por parte dos rebeldes houthis e acusou o Irã. Acrescentou mesmo uma ameaçadora advertência de que o Irã deve pagar o preço das suas agressões.
Em Teerã, Pompeo obteve uma resposta dura, acusando-o de mentir e negando envolvimento iraniano na ação dos houthis, que beneficiam do seu apoio genérico mas não necessariamente em cada uma das operações que empreendem.
Contudo, Christyan Malek, um analista do JP Morgan Bank citado pela Reuters, sugere que a escalada retórica não corresponde a danos reais causados aos interesses norte-americanos e, portanto, poderá não constituir prova segura de que tenha falhado o projeto de uma cúpula entre Donald Trump e o líder iraniano Rohani.
Segundo Malek, o golpe sofrido pela Arábia Saudita, até agora o maior produtor do mundo e o detentor das maiores reservas, coloca os Estados Unidos, atualmente com cerca de 15% da produção mundial, na posição de fiel da balança e de único país que pode efetivamente dosar a sua oferta com um intuito estabilizador do mercado mundial.
Mesmo que os EUA só temporariamente fiquem com a “faca e o queijo na mão”, isto poderá trazer às suas petrolíferas ganhos astronômicos, tanto mais que os dois outros países com reservas capazes de beneficiarem da situação – Venezuela e Irã – são objeto de um embargo que lhes levanta grandes dificuldades.
Na semana passada, as empresas japonesas Mitsui e a Japan Oil, Gas and Metals National Corporation concordaram em comprar 10% do projeto Arctic LNG (gás natural liquefeito) por um preço oficial ainda não revelado, embora o presidente da Rússia, Vladimir Putin, afirmasse que o investimento seria cerca de US $ 3 bilhões.
O fato de o próprio Putin ter comentado sobre o acordo ressalta a importância da exploração e desenvolvimento da região ártica para o Estado russo como fonte de novos e vastos recursos de petróleo e gás e o acréscimo de mais influência geopolítica, semelhante à mudança do jogo que a indústria de shale representou.
O desenvolvimento atual da Rússia no Ártico está centrado em torno da Península de Yamal, liderado principalmente pela Novatek, mas novos investimentos estão em andamento na Gazprom e na Gazprom Neft, mesmo diante das atuais e futuras sanções dos EUA.
O projeto principal do Novatek no Ártico, o Yamal LNG (não oficialmente referido como ‘Arctic 1’) anunciou na semana passada que produziu 9,0 milhões de toneladas de GNL e 0,6 milhões de toneladas de condensado de gás estável no primeiro semestre deste ano, com todos os três trens GNL operando acima da capacidade de 5,5 milhões de toneladas por ano (mtpa) durante esse período.
Isso resultou no envio de 126 navios-tanques de GNL no período de seis meses via transbordo das transportadoras de GNL da classe de gelo para embarcações convencionais na Noruega e entregues nos mercados globais, principalmente para os principais mercados-alvo da Rússia na Ásia. No geral, o projeto Yamal LNG consiste em uma planta de liquefação de gás natural de 17,4 mtpa composta por três trens de GNL de 5,5 mtpa cada e um trem de GNL de 900 mil toneladas por ano, utilizando os recursos de hidrocarbonetos do campo de Tambbeskoye do Sul no Ártico russo.
Quantidades menores de petróleo passarão pelo Golfo Pérsico e Estreito de Ormuz.
por Irina Slav
Após semanas de especulação, é oficial: Rússia, Arábia Saudita e Iraque declararam seu apoio a uma extensão dos cortes na produção de petróleo que a Opep – Organização dos Países Produtores de Petróleo e seus parceiros acordaram em dezembro passado para regular a oferta e os preços globais.
A Reuters informou que o presidente da Rússia, Vladimir Putin, anunciou a antes da reunião da OPEP, que começou nesta segunda-feira (01) em Viena, dizendo que a Rússia concordou com a Arábia Saudita em estender os cortes entre seis a nove meses. Os cortes totalizam 1,2 milhão de bpd, dos quais a Opep deve cortar 800 mil bpd.
A decisão de estender os cortes não é particularmente surpreendente. Com a subida da produção de petróleo dos EUA, a OPEP tem poucos movimentos a fazer. A Rússia tem sinalizado repetidamente que está satisfeita com os preços mais baixos do petróleo do que seus parceiros do Oriente Médio, mas mesmo assim concordou em continuar cortando. Alguns viam nisso um acordo, no qual os parceiros do Oriente Médio – notavelmente a Arábia Saudita – compensariam Moscou pelo inconveniente de ter que vender menos petróleo com contratos de investimento em energia e outros setores.
Embora os preços do petróleo tenham apresentado alto com a notícia, ainda é preciso ver se esse salto se transformará em uma recuperação completa do tipo que os produtores do Oriente Médio precisam para equilibrar seus orçamentos.
A julgar por sua incapacidade de fazê-lo, apesar dos cortes até agora, as chances de o Brent atingir US $ 70 o barril, quanto mais US $ 80, são pequenas, especialmente porque a preocupação com o crescimento da economia global persiste.
A guerra comercial EUA-China continua a ser o principal motor desta preocupação e até mesmo um anúncio recente de que os lados concordaram em reiniciar suas negociações não poderia fazer muito pelos preços do petróleo ou pelo sentimento geral do mercado.
Fusão nuclear em 15 anos? O Instituto de Tecnologia de Massachusetts inicia um plano ambicioso com investimento de US$ 50 milhões.
WASHINGTON, 12 de março (Da agência Xinhua) – O Instituto de Tecnologia de Massachusetts (MIT) anunciou na sexta-feira que lançará uma “nova abordagem” ao poder de fusão nuclear com uma empresa privada e pretende produzir um plano piloto de trabalho dentro de 15 anos.
O projeto, que atraiu um investimento de 50 milhões de dólares da Eni, empresa italiana de energia, será realizado em colaboração com Commonwealth Fusion Systems (CFS), um spinoff MIT. Mais de 30 milhões de dólares serão aplicados à pesquisa e desenvolvimento no MIT nos próximos três anos, e o CFS continua buscando investidores adicionais.
O novo esforço visa construir um dispositivo compacto capaz de gerar 100 megawatts e o objetivo final é comercializar rapidamente a energia de fusão e reduzir as emissões de gases de efeito estufa.
Acredita-se que a fusão nuclear seja mais eficiente, mais limpa e segura do que outros métodos de produção de energia, mas foi bastante difícil de implementar devido a estrangulamentos técnicos e financeiros.
Fusion, o processo que alimenta o sol e as estrelas, envolve elementos leves, como o hidrogênio, esmagando-se para formar elementos mais pesados, como o hélio, liberando enormes quantidades de energia no processo.
Este processo produz energia líquida apenas em temperaturas extremas de centenas de milhões de graus Celsius, muito quente para qualquer material sólido a suportar, e os pesquisadores usam campos magnéticos para contornar isso. Neste projeto, a equipe pretende desenvolver os eletroímãs supercondutores de grande diâmetro mais poderosos do mundo, o que produzirá um campo magnético quatro vezes mais forte do que o empregado em qualquer experiência de fusão existente.
“Este é um momento histórico importante: os avanços em ímãs supercondutores colocaram a energia de fusão potencialmente ao alcance, oferecendo a perspectiva de um futuro de energia seguro e livre de carbono”, disse o presidente do MIT, L. Rafael Reif, no anúncio on-line.
Pela primeira vez, uma usina produzirá energia, no Brasil, a partir da combinação entre resíduos orgânicos e lodo de esgoto. Nesta semana, a CS Bioenergia, formada pela estatal Companhia de Saneamento do Paraná (Sanepar) e pelo grupo Cattalini Bio Energia, recebeu Licença de Operação do Instituto Ambiental do Paraná (IAP) para geração de biogás, no Paraná. A expectativa é que a operação estimule a adoção da tecnologia em outros estados.
O processo, conhecido como biodigestão, começa com o recebimento do lodo de esgoto da estação de tratamento e seu armazenamento em um tanque. Paralelamente, também são recebidos resíduos sólidos urbanos. Estes passam por um mecanismo de separação, retirando, por exemplo, os plásticos. Depois, a fração orgânica é limpa. Só então o material é enviado ao tanque de biodigestão, onde vai ser adicionado ao lodo.
Diretor da Cattalini Bio Energia, Sérgio Vidoto, explica que, no Brasil, o lodo de esgoto contém muitas bactérias. Um problema que, na usina, vira solução. Isto porque as bactérias se alimentam do material orgânico, produzindo um gás com grande participação de metano. “Essa é a combinação perfeita para gerar o biogás de excelente qualidade”, disse Vidoto, um dos responsáveis pela implantação da tecnologia no país.
A usina gerará 2,8 megawatts de energia elétrica, o suficiente para abastecer duas mil residências populares, conforme a CS Bionergia . Para que o biogás passe a integrar a rede de energia do Paraná, ainda falta a autorização da Companhia Paranaense de Energia (Copel), o que Vidoto espera obter em cerca de sessenta dias.
Impacto ambiental
Ao todo, 1000 metros cúbicos (m3) de lodo de esgoto e 300 toneladas de resíduos orgânicos, que eram descartados diariamente no meio ambiente, serão totalmente aproveitados na usina. Além do biogás, com o que sobra dos resíduos orgânicos serão produzidos biofertilizantes. Já o plástico que chega à indústria junto com o lixo será reciclado para a produção de sacolas.
A inspiração para a mudança nessa cultura veio de países como a Áustria e a Alemanha, que combinam tecnologias e políticas públicas para promover o reaproveitamento dos resíduos e, com isso, a quase inutilização de aterros. De acordo com o Vidoto, existem mais de 14 mil plantas de biogás por meio de biodigestão na Europa. Apenas na Alemanha, são oito mil.
“Está todo mundo olhando a nossa planta como uma quebra de paradigmas no tratamento de resíduos orgânicos no Brasil”, disse Vidoto. De acordo com ele, até este ano só existiam projetos pilotos que testavam a tecnologia, mas não uma usina com essa dimensão. Ele espera que “o pioneirismo quebre esse paradigma de só aterrar”.
No Brasil, o biogás ainda tem uma participação pequena na matriz energética, por isso sua participação na oferta interna é contabilizada junto a outros itens, como o bagaço e a palha da cana, conformando a chamada biomassa. Segundo dados do Ministério de Minas e Energia, em 2016 a biomassa foi responsável por 8,8% da energia gerada no país.
Nesta última quinta-feira, 21, o reservatório da hidrelétrica de Sobradinho estava com apenas 5% de sua capacidade. Das seis grandes turbinas, capazes de gerar 1,01 gigawatts, provavelmente 5 estavam paradas durante todo o tempo e uma delas operando só nos horários de maior demanda, das 17 às 21 horas.
Sobradinho é capaz de gerar 58% de todo o sistema hidrelétrico do rio São Francisco e esse silencio nas máquinas significa que as chuvas são insuficientes, que a grande rede de térmicas do Nordeste continuará a funcionar e que o consumidor pagará mais pela sua energia em 2018.
A hidrelétrica de Três Marias, responsável por 31% da energia hidrelétrica produzida, também está regulando a saída da água, com apenas 16,7% de seu reservatório preenchido.
O crescimento da energia eólica, que chegou a atender mais de 50% da energia consumida no Nordeste em alguns períodos de 2017, está sendo vítima da cobiça estatal, que quer impor taxas e impostos sobre a geração.
Com 41 parques eólicos distribuídos em cidades do semiárido, como Caetité, Xique Xique e Morro do Chapéu, o estado da Bahia já o dono do maior potencial para produção de energia eólica do país. Nos últimos seis meses, as usinas eólicas da Bahia geraram, em média, 406 MW de energia elétrica, ainda atrás do estado pioneiro no Brasil, o Rio Grande do Norte, com 650 MW médios de energia.
Em 2017 as contas de energia foram majoradas em média, em todo o País, em 14% e, em 2018, estima-se que poderão subir mais 9%.
Além disso, teremos bandeiras amarelas, vermelhas e, quem sabe, roxas e pretas.
Eletricidade gerada a partir da palha de cana-de-açúcar pode suprir 27% do consumo residencial no Brasil
Cálculos realizados pelo Projeto SUCRE (Sugarcane Renewable Electricity) indicam que a geração de bioeletricidade a partir da palha de cana-de-açúcar tem o potencial de produção de 35,5 TWh por ano. Esta quantidade poderia suprir 27% do consumo de eletricidade residencial no Brasil em 2016 ou abastecer quase todas as 28 milhões de residências do Estado de São Paulo, que consumiram um total de 38 TWh no mesmo ano, de acordo com dados do Balanço Energético Nacional (BEN) elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Atualmente, a eletricidade produzida a partir da biomassa é responsável por 8% da eletricidade total gerada no Brasil, que foi de 620 TWh em 2016, segundo a EPE. Portanto o uso da palha como matéria prima poderia levar a um incremento de cerca de 6% desse valor.
O potencial se baseia nas premissas de produção de 140 kg de palha (base seca) por tonelada de cana-de-açúcar e de recolhimento de metade de toda a palha gerada na colheita da safra passada, em que foram processadas 612 milhões de toneladas de cana-de-açúcar na região do Centro-Sul do Brasil, 93% do processamento total do País, conforme informa a Companhia Nacional de Abastecimento (CONAB).
O Projeto SUCRE tem como principal objetivo aumentar significativamente a produção de eletricidade com baixa emissão de gases de efeito estufa na indústria de cana-de-açúcar, por meio do uso da palha produzida durante a colheita. Essa é uma iniciativa do Laboratório Nacional de Ciência e Tecnologia do Bioetanol (CTBE), que integra o Centro Nacional de Pesquisa em Energia e Materias (CNPEM).
Representantes da Coelba foram à Câmara Municipal de Luís Eduardo Magalhães dar explicações sobre deficiências no fornecimento de energia elétrica.
Não estive presente à audiência pública, mas aposto meu cavalo zaino que nada se falou sobre qualidade do fornecimento de energia, que causa problemas diversos às algodoeiras e beneficiadoras de semente, oscilando como uma louca e derrubando os sensíveis equipamentos do setor.
A energia tremelicante é o principal obstáculo à verticalização da cadeia produtiva do algodão, que já poderia ter a facção do fio e indústria têxtil para aproveitar a abundância de matéria prima.
Nosso algodão em pluma vai agregar valor em Minas Gerais e São Paulo porque nossa energia não presta. Quem tem na sua mesa de trabalho pode contar quantas vezes por dia o seu nobreak bate como um desesperado para tentar regular a voltagem da energia.
Estamos voltando céleres ao tempo das lamparinas a querosene
Com chuvas abaixo da média em quase todo o País nos primeiros três meses do ano, o governo pretende adotar medidas para reduzir o consumo de energia, embora o Brasil ainda atravesse a maior recessão de sua história.
Nos últimos dois anos, o brasileiro já pagou quase R$ 18 bilhões em sobretaxa na conta de luz, com a adoção do sistema de bandeiras tarifárias, de acordo com levantamento da Compass Energia. O valor equivale a praticamente tudo que foi investido na construção da usina de Jirau, em Rondônia, uma das maiores hidrelétricas do País: R$ 19 bilhões.
Mas a conta ainda está longe de fechar. A bandeira tarifária repassa para o consumidor o aumento do custo da energia, que ocorre quando é necessário acionar usinas termelétricas. A expectativa dos analistas é que a bandeira vermelha passe do patamar 1, como está atualmente, para o nível 2, em maio, fazendo com que o valor cobrado a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos passe de R$ 3,00 para R$ 3,50.
As bandeiras indicam o custo real da geração de energia elétrica. Quando a energia é gerada a partir de hidrelétricas, a bandeira é verde (sem cobrança adicional). Quando é necessário recorrer a termelétricas, mais caras, começa a ser cobrada tarifa extra, primeiro com a bandeira amarela e depois com a vermelha.
Para reduzir custos e preservar o nível dos reservatórios, o governo criou um grupo de trabalho a fim de desenvolver iniciativas como uma campanha nacional para alertar consumidores quanto ao uso racional de energia. Outra hipótese em estudo é importar do Uruguai.
A informação foi revelada pelo diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Eduardo Barata. “A capacidade de importação é de cerca de 400 megawatts médios. Outra iniciativa é a possibilidade de colocar em operação algumas usinas termelétricas de custo mais baixo e que estão paradas, em manutenção. O objetivo é tornar a situação mais confortável.
Não há previsão de chuva no Rio São Francisco, que passa pelo seu quinto ano de recessão hídrica. No Brasil, a perspectiva é que nos próximos meses, no período seco, tenhamos chuvas abaixo da média”, adiantou o diretor-geral do ONS.
A previsão é que o nível dos reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste, responsáveis por cerca de 70% do armazenamento no País, passe dos atuais 41% para cerca de 20% em novembro, quando acaba o chamado período seco (com poucas chuvas).
O patamar será menor que o de 2001, ano de racionamento de energia, quando estava em 37%. Apesar do cenário, Barata, do ONS, descarta qualquer risco de racionamento. Segundo ele, o País tem capacidade instalada de 140 mil MW, suficiente para atender a demanda interna. O problema, diz ele, é o custo.
Para compensar a falta de água, é preciso acionar mais termelétricas. Por isso, foi criado o grupo de trabalho no Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), do Ministério de Minas e Energia, que vai iniciar os estudos nesta semana e terá um prazo curto para apresentar as soluções.
“Temos capacidade, mas falta combustível, que é a água. A dependência da chuva reduziu, mas não acabou. A hidrologia está aquém da média. A energia vai ficar mais cara. É essa a informação que queremos passar para a população. O movimento do uso racional tem que ser generalizado. Quem sabe a gente não consegue sensibilizar para fazer essa campanha do bem. Precisamos construir uma matriz que dê conforto e que aumente a geração térmica. Vamos identificar um percentual ideal na matriz”, disse Barata.
Segundo o ONS, as hidrelétricas respondem por cerca de 76% da geração de energia elétrica atualmente, contra apenas 15,5% das térmicas, além das eólicas (com 5,3%) e nuclear (3%). O consumo diário está na faixa dos 67 mil MW.
Consumidores pedem reavaliação de indenização a transmissoras
O Conselho Nacional de Consumidores de Energia Elétrica (Conacen) quer que o governo reavalie o cálculo dos valores que terão que ser incluídos na conta de luz dos brasileiros para pagar indenizações às transmissoras de energia elétrica. O assunto foi tratado na última semana em reunião da diretoria do Conacen com o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho.
Recentemente, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) definiu que nove concessionárias de transmissão de energia deverão receber indenizações de R$ 62,2 bilhões nos próximos oito anos. A remuneração é uma gratificação paga pelos investimentos feitos pelas empresas que renovaram suas concessões antecipadamente em 2012.
“Consideramos que deveria ser melhor avaliado se esse é o número que deve ser praticado. Também questionamos por que isso está sendo cobrado dos consumidores, pois a portaria inicial falava que qualquer indenização desse tipo iria ser coberta pelo Tesouro. E, de repente, saiu uma medida tirando do Tesouro e passando para o consumidor”, disse o presidente do Conacen, José Luiz Nobre Ribeiro.
Segundo ele, o ministro mostrou-se aberto a fazer uma reavaliação dos números e a encontrar uma forma de amenizar a cobrança para os consumidores ao longo dos anos. A diretoria do Conacen também foi recebida na Aneel, onde conversou com o diretor Reive Barros sobre o assunto.
Caso a indenização seja mantida, o Conacen defende que ela seja cobrada dos consumidores de uma forma “mais palatável”, com prazo maior, por exemplo. “Poderia aproveitar momentos em que a tarifa já tenha que ser reduzida, e não significar um aumento na tarifa de energia”, disse Ribeiro.
A estimativa da Aneel é que o impacto das indenizações às distribuidoras nas contas de luz seja de 7,17%, que será aplicado nos reajustes das tarifas dos próximos oito anos. – Do Jornal do Comércio/RS
O jornalista Cláudio Humberto adiantou hoje em sua coluna na internet que em abril teremos bandeira vermelha nas contas de energia. Ele atribui a religação das termelétricas a gás e diesel ao lobby dos proprietários dessas usinas, caras e poluidoras, junto à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Lobby no Brasil é sinônimo de troca de favores, geralmente regiamente pagos pelos beneficiados.
O colapso do sistema hidrelétrico depois de 5 anos de poucas chuvas permite que se faça mais esse atentado ao bolso do consumidor.
O Nordeste tem capacidade de armazenamento de 51 Mw, em suas grandes barragens. Mas a capacidade geradora de Sobradinho (58% da capacidade de geração da Região) está com apenas 15% do reservatório cheio. Ao final da temporada de chuvas, isso pode ser péssima notícia para o consumidor, que vai pagar pela energia das termelétricas. A geração eólica ainda não dá conta de sustentar o consumo nordestino.
Eólica supera Itaipu, com a força dos ventos*
O Brasil chega a março com 10,85 GW de capacidade instalada de energia eólica, em 435 parques eólicos. Em construção e contratados, há 7,09 GW em outros 305 parques que estarão prontos até 2020. Estas e outras informações estão no boletim “Dados Mensais ABEEólica” de março de 2016, divulgado hoje pela associação.
O destaque do mês é o Estado do Piauí, que alcançou capacidade instalada superior a 1 GW, marca esta que foi resultado da instalação e início de operação em teste de três novos parques somando 66,7 MW de potência. Os parques são Ventos de Santo Augusto I, VI e VII e estão localizados em Simões. Comercializados no leilão A-5/2013 pela Casa do Ventos, os empreendimentos adiantaram a sua operação que em contrato estava prevista apenas para início de suprimento de maio/2018. Veja, abaixo, a divisão por estado de potência instalada.
*Itaipu tem uma capacidade instalada de 16 GW, mas metade da energia é do Paraguay, que revende parte dela ao Brasil.
Quando Lula foi, em 2006, a uma plataforma que iniciava a exploração na camada profunda do pré-sal, não faltaram brasileiros da então oposição ao Governo que afirmassem que isso era uma grande lorota do então presidente. Hoje o próprio Palácio do Planalto está divulgando a notícia a seguir: um novo recorde de produção do pré-sal.
Produção do pré-sal foi recorde em janeiro
A produção do pré-sal foi recorde em janeiro deste ano, totalizando aproximadamente 1,588 milhão de barris de óleo por dia. O dado supera o número de dezembro de 2016, quando foi produzido, em média, 1,571 milhão de barris de óleo por dia. A produção, oriunda de 73 poços, foi de aproximadamente 1,276 milhão de barris de petróleo por dia e 49,5 milhões de metros cúbicos de gás natural diariamente, aumento de 1,1% em relação ao mês anterior. A produção do pré-sal correspondeu a 47% do total do Brasil.
O País já está produzindo, no total 2,95 milhões de barris de petróleo e gás equivalente diariamente e o atual governo está contando isso como uma grande vantagem. “Pongando”, como dizem os baianos, na grande obra da Petrobras, como fez há poucos dias com a transposição do rio São Francisco, apesar do grande movimento que se faz para entregar as reservas do pré-sal, da distribuição de combustíveis e da indústria naval voltada ao petróleo
O forte aumento do número de parques eólicos instalados no Brasil fez o País subir mais um degrau no ranking do países com maior geração eólica.
O Global World Energy Council (GWEC) divulgou nesta sexta-feira, 10, seu “Global Wind Statistics 2016”, no qual o Brasil aparece na nona colocação na lista das nações com mais capacidade instalada total de energia eólica, somando 10.740 MW, à frente da Itália. Em relação ao ano passado, o País avançou uma posição e agora já responde por 2,2% da capacidade global.
No ranking de nova capacidade instalada no ano, o Brasil está em quinto lugar, tendo instalado 2 GW de nova capacidade em 2016. Nesta categoria, o País caiu uma posição, sendo ultrapassado pela Índia, que instalou 3,6 GW de nova capacidade no ano passado.
No total, foram adicionados 54,6 GW de potência eólica à produção mundial em 2016. Com isso, em todo mundo a capacidade instalada da nova energia soma 486,7 GW.
Em nota à imprensa, a presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Elbia Gannoum, salientou que até 2020, considerando apenas os contratos assinados e leilões já realizados, o País deve chegar a 18 GW.
Para se ter uma ideia do que isso significa, a hidrelétrica de Itaipu, a maior do País, mas compartilhada em 50% com o Paraguai, a potência instalada é de 14 GW.
A produção da exploração de petróleo do pré-sal correspondeu a 46% do total produzido no Brasil em dezembro. Entendeu agora o porquê do golpe, o impeachment e o posterior retalhamento da Petrobras? Por reservas menores que as do pré-sal, os EUA fizeram duas guerras e mantém estado de beligerância contínua no Golfo Pérsico.
Se não entendeu, vamos tentar desenhar.
O polígono do pré-sal do Brasil, uma área marítima que já resultou em algumas das maiores descobertas recentes de petróleo, pode conter ainda óleo e gás não descobertos suficientes para suprir as atuais necessidades do mundo por mais de cinco anos, disseram pesquisadores.
O polígono, que cobre a maior parte das bacias marítimas sedimentares de Campos e Santos, contém ao menos 176 bilhões de barris de recursos não descobertos e recuperáveis de petróleo e gás natural (barris de óleo equivalente), de acordo com um estudo publicado em agosto de 2015 por Cleveland Jones e Hernane Chaves, do Instituto Nacional de Óleo e Gás da Universidade Estadual do Rio de Janeiro (UERJ).
Isso é quatro vezes mais do que os 30 bilhões a 40 bilhões de barris que já foram descobertos na área.
A geração eólica na Região Sul do Brasil bateu novo recorde nesta semana, com 1.262 Megawatts (MW) médios. A quantidade gerada é suficiente para abastecer aproximadamente 5,6 milhões de unidades consumidoras residenciais, com base no consumo de energia residencial de 2015. Os dados são do Informativo Preliminar Diário da Operação do Operador Nacional do Sistema (ONS).
Com a expansão da geração eólica no País, a fonte vem batendo sucessivos recordes. No dia 4 de janeiro, a geração eólica alcançou 1.240 MW médios no submercado Sul, que foram superados pelo registro de segunda-feira passada.
O Expresso
Atualmente, a Região Sul representa o segundo maior polo da energia eólica no Brasil, atrás apenas da Região Nordeste. O recorde de geração eólica no submercado Nordeste ocorreu no dia 20 de abril de 2016, atingindo 3.702 MWmédios.
O Expresso
De acordo com o Histórico da Operação do ONS, a geração de energia eólica alcançou 3.154 MW médios no mês de abril, registro 156% superior quando comparado ao mesmo período de 2015. Para os próximos anos, segundo o Plano de Decenal de Expansão de Energia – PDE 2024, a capacidade eólicainstalada no País deve alcançar 24 mil MW até 2024.
Nas fotos obtidas por O Expresso, parte do maior parque eólico da América Latina, em Osório, Rio Grande do Sul.
O prefeito Humberto Santa Cruz esteve na última sexta-feira (19/02) pela manhã na sede da Coelba, em Salvador, em reunião com o presidente da empresa José Ribeiro Bezerra de Medeiros, com Emmanuel Sampaio Lopo, superintendente comercial, e também com Ana Mascarenhas, gerente de eficiência energética da empresa, tratando de importantes assuntos para acelerar ainda mais o desenvolvimento de Luís Eduardo Magalhães.
Dentre os assuntos tratados na reunião estão a conclusão da fase inicial do projeto de Eficiência Energética em LEM que viabilizará a colocação de lâmpadas de LED com dimerização em avenidas do município e a implantação de placas de captação de energia solar em escolas públicas que vão propiciar uma redução do consumo e consequentemente dos gastos do município com energia elétrica.
Humberto, acompanhado do presidente da Assocafé, João Lopes de Araújo, e diretores da Coelba
Durante a reunião o prefeito Humberto Santa Cruz relatou ao presidente da Coelba o ritmo crescente de desenvolvimento de Luís Eduardo Magalhães, ressaltando que o município tem voltado sua atenção cada vez mais na busca da eficiência energética e da implantação de tecnologia para a informação. Na oportunidade o prefeito convidou José Medeiros a visitar Luís Eduardo Magalhães vez que o atual presidente da Coelba é recém chegado a Bahia, tendo assumido no ano passado a direção da empresa no nosso Estado.
As chuvas generosas em todas as cabeceiras da grande bacia do Rio São Francisco mostram toda a sua importância. Ontem o reservatório de Sobradinho indicava 22,1% de sua capacidade de armazenamento, 10% a mais que ao final da temporada de chuvas do ano de 2015.
A hidrelétrica ainda mantém apenas 2 máquinas funcionando, segurando água para a temporada de estio.
A represa de Três Marias, em Minas Gerais, responsável por 30% do potencial hidrelétrico da bacia está com 27% de sua capacidade e Itaparica com quase 49% de sua capacidade acumulativa.
A Enel Green Power ganhou por 20 anos, no Leilão de Fontes Alternativas, realizado em 27 de maio de 2015, o direito ao fornecimento da energia produzida através dos parques eólicos Cristalândia I e II, que possuem capacidade instalada de 30 MW (15 turbinas) e 60 MW (30 turbinas), respectivamente. Os parques serão construídos em Brumado (37 aerogeradores), Dom Basílio (6 aerogeradores) e Rio de Contas (2 aerogeradores) e devem entrar em funcionamento em 2018.
“No protocolo assinado estão previstos incentivos fiscais concedidos para a compra de maquinário, com a isenção do ICMS, além da adesão da Enel aos projetos estaduais Primeiro Estágio e Primeiro Emprego, prioritários para o Governo do Estado. É um compromisso entre o Estado e a empresa, que se propõe a investir na Bahia, e que terá todo o apoio do Estado não só com isenção de impostos, mas também para o apoio de sua implantação, inclusive com as licenças”, diz o secretário de Desenvolvimento Econômico da Bahia, Jorge Hereda.
Serão gerados 500 empregos diretos e 10 postos de trabalho quando os parques estiverem em funcionamento. Durante a assinatura, o diretor de desenvolvimento de novos negócios da Enel, Marcio Trannin, destacou o potencial baiano para produção de energia a partir dos ventos e a política de atração de investimentos do poder executivo estadual. “Estamos muito felizes em estar investindo na Bahia”, disse o representante da multinacional.
A Enel já possui 18 usinas eólicas na Bahia, o equivalente a 554 MW, entre projetos em funcionamento e em fase de construção, com um montante de investimentos de cerca de R$ 3 bilhões. A companhia também administra 410 MW de projetos solares fotovoltaicos.
Bons ventos e Sol forte
Na Bahia, 46 projetos de energia eólica estão em operação. Os parques estão espalhados por 23 municípios, totalizando uma capacidade instalada de 1.159,4 MW.
Diferente dos outros estados da região, que tem projetos localizados no litoral, a Bahia concentra o potencial eólico no interior, ao longo de toda margem direita do Rio São Francisco, desde a Serra do Espinhaço até Juazeiro. O grande diferencial baiano é justamente ter bons ventos e sol intenso onde a economia é mais pobre.
O superintende de promoção de investimentos da SDE, Paulo Guimarães observou que os investimentos têm impacto significativo na geração de emprego e renda no semiárido. “O pagamento do arrendamento da área por estas empresas de geração de energia eólica aos posseiros, que, em geral, são agricultores familiares, tem valores significativos, que giram em torno de R$ 10 a R$ 12 mil por aerogerador. Isso significa que só os projetos que já temos em carteira são responsáveis pela injeção de mais de R$ 40 milhões por ano. Valores que tendem a crescer conforme os projetos forem vencendo em leilões. É uma revolução para a região do semiárido”.
A vazão atual, de 800 metros cúbicos por segundo (m³/s) a partir do reservatório de Sobradinho (BA), deverá ser mantida, pelo menos, até o final de março. Esse foi o saldo de mais uma reunião realizada pela Agência Nacional de Águas (ANA) em Brasília (DF) nesta segunda-feira (25 de janeiro) e transmitida por teleconferência para os estados integrantes da bacia. O presidente do Comitê da Bacia Hidrográfica do Rio São Francisco (CBHSF), Anivaldo Miranda, participou das discussões a partir do escritório do colegiado, em Maceió (AL).
Durante a reunião, houve a informação, por parte dos técnicos da Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf), de que os últimos dias de chuva, registrados na bacia do Rio São Francisco, resultaram em uma precipitação de 120 milímetros (mm) acima da média histórica. Com isso, a previsão é de que o nível do reservatório de Sobradinho atinja o patamar de 4,8% e o de Três Marias (MG) chegue a 21%.
Conforme o estudo, o nível do reservatório mineiro poderá chegar a 28% enquanto o de Sobradinho deverá atingir até 8% no final de janeiro, ainda com perspectiva de alterações. Apesar dos números positivos, o setor elétrico alega que “não há motivo para alterar a defluência” dos reservatórios. Haverá nova reunião de avaliação dos impactos provocados pelas restrições de vazão na segunda-feira da próxima semana, 1º de fevereiro.
OUTORGAS
A demanda apresentada pelo presidente do CBHSF, Anivaldo Miranda, sobre as outorgas concedidas pela ANA para captação na bacia do São Francisco também foi discutida na reunião. O superintendente de Regulação de Outorgas da ANA, Patrick Thadeu Thomas, explicou que a montante de Três Marias a retirada outorgada é de 58,1 m³/s, sendo a indústria a principal usuária, e a jusante, entre Três Marias e Sobradinho, de 106,2 m³/s, com a predominância de retirada outorgada para atender à irrigação.
Entre Três Marias e Sobradinho, a relação entre disponibilidade e demanda de água por trecho, levando-se em conta uma vazão defluente de 150m³/s e uma demanda de 37m³/s, representa cerca de 25% da disponibilidade. Já a jusante de Sobradinho – segundo o representante da ANA – essa disponibilidade, considerando a vazão defluente de 800m³/s e uma demanda total de 66m³/s, é de apenas 8,3%. Em outras palavras, o representante da agência federal tentou demonstrar que o problema do rio não está na defluência praticada. “Há água suficiente para garantir os usos múltiplos”, garantiu ele. Segundo Patrick Thomas, o problema está na variação de nível do rio.
Anivaldo Miranda, depois de relembrar que o levantamento das outorgas foi demandado tendo em vista que a Chesf e ANA chegaram a falar de hipotéticos cenários dramáticos de vazões de até 500m³/s a jusante de Sobradinho, o que justificava a demanda do Comitê, chamou a atenção para a ausência, no levantamento, de uma avaliação, ainda que aproximada, das vazões não outorgadas e retiradas clandestinas na calha principal e afluentes. Alertou também para a ausência de uma análise que levasse em conta não somente a relação de quantidades de água, mas também a relação entre quantidade e qualidade mínima requerida para as águas da bacia, principalmente em situações críticas extremas.
No final da reunião, o presidente da ANA, Vicente Andreu, declarou que a hipótese de uma vazão de 500m³/s só foi aventada enquanto parâmetro para a consecução, pelo Ministério da Integração, de obras complementares de captação definitivas para todas as situações críticas. Andreu assegurou não haver ainda nenhum estudo para estabelecer uma vazão nesse patamar, como chegou a ser ventilado em reunião anterior.
O Comitê da Bacia Hidrográfica do Rio São Francisco (CBHSF) é um órgão colegiado, integrado pelo poder público, sociedade civil e empresas usuárias de água, que tem por finalidade realizar a gestão descentralizada e participativa dos recursos hídricos da bacia, na perspectiva de proteger os seus mananciais e contribuir para o seu desenvolvimento sustentável. A diversidade de representações e interesses torna o CBHSF uma das mais importantes experiências de gestão colegiada envolvendo Estado e sociedade no Brasil.
Apesar de uma melhora no nível dos reservatórios das hidrelétricas neste ano em relação ao ano passado, ainda não há uma definição do governo sobre a possibilidade de desligar as termelétricas que foram acionadas para garantir a oferta de energia para o país. O uso das usinas térmicas aumenta o preço da energia, refletido na aplicação da bandeira tarifária vermelha nas contas de luz de todos os consumidores.
Em agosto do ano passado, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) determinou o desligamento de usinas térmicas com maior custo de geração. A medida foi proposta pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), devido à recuperação de parte dos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas. Segundo o Ministério de Minas e Energia, isso gerou uma economia de R$ 5,5 bilhões no segundo semestre de 2015 e permitiu que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) reduzisse o valor da bandeira tarifária vermelha de R$ 5,50 para R$ 4,50 por quilowatt-hora consumidos.
Mas, de lá para cá, não houve nova determinação do CMSE para que outras térmicas fossem desligadas. Na reunião mais recente do grupo, há uma semana, foi determinado que ONS deverá continuar acompanhando as condições hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional para, em função da sua evolução, propor ao CMSE a definição da geração térmica necessária para a garantia do atendimento energético do país.
Particularmente, temo que a tal bandeira vermelha seja incorporada às tarifas de energia, à guisa de aumento, como foi feito com a famigerada CIDE – Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico, que nada mais é que um disfarçadíssimo confisco na economia popular. Parece claro que as chuvas abundantes no Sudeste-Centro Oeste ( 40% na capacidade dos reservatórios e no Sul (94% da capacidade dos reservatórios) são suficientes para o desligamento em cadeia das termelétricas.
A região Sudeste/Centro Oeste tem capacidade de geração de 205 mil Mega-watts mês, enquanto o Nordeste, o mais deprimido em termos de reservatórios (10% da capacidade) tem capacidade de geração de 52 mil mega-watts. As termelétricas estão concentradas no Nordeste, onde um período de 3 anos de chuvas ralas está sendo interrompido por este janeiro chuvoso.
O reservatório de Sobradinho, que tem capacidade de gerar mais de 50% da energia do Nordeste, está aumentando a razão de quase 1% por dia com as recentes chuvaradas.
O Nordeste brasileiro não precisará que sejam religadas de forma contínua as usinas térmicas com custo de geração superior a R$ 600 MW/h, que foram desligadas em agosto do ano passado, juntamente com térmicas de outras regiões. Mesmo com a escassez de água nos reservatórios hidrelétricos da região, essas térmicas mais caras continuarão sendo usadas apenas para os seus objetivos originais: de fortalecer o sistema eventualmente, em horários de pico; de substituir outras térmicas em manutenção; ou compensar alguma restrição elétrica que dificulte o abastecimento de outra fontes.
O ONS esclarece que o custo dessas térmicas, quando usadas dessa forma, não entra no cálculo das bandeiras tarifárias, que é restrito às usinas escaladas no Programa Mensal de Operação (PMO), que descreve todas as usinas que serão utilizadas durante o mês (com revisão semanal). Já o uso dessas térmicas mais caras é definida na Programação Diária da Operação Eletroenergética e em Tempo Real.
Mas, mesmo que o custo do uso eventual dessas térmicas mais caras, por algumas horas do dia, fosse incluída nas bandeiras tarifárias, não teriam peso suficiente para alterá-las, por tratar-se de uma pequena quantidade de energia. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), por exemplo, essas térmicas representaram apenas 1,97% de toda a geração térmica do país ocorrida no período de 3 a 13 de janeiro de 2016. Foram somente 2.642 MWmédios, dentro de uma geração térmica total de 125.186 MWmédios, no período.
Essa situação de segurança poderá até melhorar ao longo do ano, segundo a avaliação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), reunido nesta semana. O abastecimento da região continuará sendo feito sem sobressaltos com a geração, mesmo reduzida, das usinas do rio São Francisco; com os parques eólicos da região, que continuam em expansão; com a importação de energia do Norte e do Centro-Sul; e com as térmicas de base da região.
E, a partir do momento em que os reservatórios da região norte estiverem mais cheios, a exportação de hidroeletricidade para o Nordeste poderá aumentar, reduzindo ainda mais o uso dessas térmicas eventuais em horários de pico de consumo. A informação é do Ministério de Minas e Energia.
Obras no início de 2014. Para produzir energia em Belo Monte com o menor alagamento possível, foram projetadas duas casas de força e dois reservatórios. A barragem do Pimental forma o reservatório principal na própria calha do rio Xingu, parte da água do rio é então desviada através de um canal de derivação até o reservatório intermediário, formado em terra. No final desse reservatório, está a casa de força principal de Belo Monte, com as turbinas que vão gerar 11.000 Mega Watts.
Sabrina Craide – Repórter da Agência Brasil
A Usina Hidrelétrica Belo Monte, no Rio Xingu (PA), vai acionar as primeiras turbinas nos próximos meses, mas poderá ter problemas para escoar a energia gerada para outras regiões do país. Em um primeiro momento, quando a geração de Belo Monte ainda estiver baixa, a energia será transmitida diretamente para o Sistema Interligado Nacional, pela subestação Xingu, situada no município paraense de Vitória do Xingu. No entanto, quando a geração aumentar, pode haver dificuldades para escoar toda a energia.
FOTO SERGIO CASTRO/ESTADÃO. Cada turbina da usina principal tem 611 megawatts de potencia nominal
As linhas de transmissão que deverão levar a energia de Belo Monte à Região Nordeste estavam sendo construídas pela empresa Abengoa, mas as obras foram paralisadas no fim do ano passado porque a matriz da empresa, na Espanha, entrou em recuperação judicial. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o atraso nesses empreendimentos poderá restringir a geração de energia em Belo Monte até a entrada da primeira grande linha de transmissão do empreendimento.
“Considerando as previsões atuais dos agentes, é bastante provável que haja restrição de geração no período de novembro de 2016 a julho de 2017”, diz um relatório sobre o setor de transmissão publicado recentemente pela agência reguladora. O principal empreendimento da Abengoa, que foi paralisado, é a linha de transmissão que interliga a usina a Miracema do Tocantins. A linha, que deverá passar por 22 municípios, foi licitada em 2013 e deveria entrar em operação em agosto deste ano. Mas, com os atrasos, só deve começar a transmitir energia em setembro de 2017, segundo relatório de fiscalização da Aneel.
De acordo com previsões da Aneel, a usina começará gerando menos de 1 mil megawatts e chegará ao fim do ano com geração de mais de 3 mil megawatts. A capacidade de geração aumentará gradualmente, com a entrada em operação de novas turbinas, e a potência máxima da usina, estimada em 11,2 mil MW, deve ser alcançada no início de 2019.
As duas maiores linhas de transmissão de Belo Monte, que vão levar a energia para o Sudeste, só devem ficar prontas em 2018 e 2019. Esses dois empreendimentos estão com o cronograma em dia, segundo relatório da Aneel. O primeiro bipolo foi leiloado em fevereiro de 2014 e vai levar a energia da Subestação Xingu até Estreito, Minas Gerais. A linha, de 2 mil quilômetros de extensão, deve ficar pronta em 2018 e está sendo construída pelo consórcio formado pelas empresas Eletronorte, Furnas e State Grid. O segundo bipolo, leiloado em julho do ano passado, vai até Nova Iguaçu, na Baixada Fluminense, e deve estar pronto em dezembro de 2019. O empreendimento está sendo construído pela State Grid e terá 2,5 mil quilômetros de extensão.
A força dos ventos mudou de vez a matriz elétrica nacional. Neste ano, as usinas eólicas, tradicionalmente conhecidas como fonte alternativa, entram de vez para a base do sistema de geração do país. Ao todo, serão adicionados mais de 2,7 mil megawatts (MW) de energia eólica ao parque elétrico, o equivalente a 36% da capacidade instalada.
A geração eólica se amplia em 2017, com mais 2,9 mil MW. A capacidade total de energia do Brasil hoje é de 140 mil MW, dos quais 91 mil MW, ou 65%, são das hidrelétricas. A segunda maior fonte, apontam os dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), são as movidas a gás natural, que representam cerca de 10%, seguidas pelas usinas a óleo e biomassa. Os dados são do Operador Nacional do Sistema Elétrico.
Até 2020, a segunda fonte energética.
As eólicas, que hoje respondem por 5% da energia do país, caminham para chegar a 12% em cinco anos.
– Até 2020, seremos a segunda maior fonte de energia do Brasil – diz Élbia Gannoum, presidente executiva daAssociação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica).
As eólicas não estão imunes aos efeitos da crise. Como cerca de 30% dos componentes são importados, o setor sente os efeitos do câmbio. Com projetos em leilão desde 2009, as usinas chegaram a ter preços de contratação inferiores a R$ 100 o megawatt-hora. No último leilão, porém, essa cifra saltou para R$ 210 o megawatt-hora.
– Ainda assim, ficou bem abaixo dos projetos de biomassa, com preço em R$ 280, e de usinas solares, cotados na casa dos R$ 320 – afirma Élbia.
Neste ano, serão adicionados 10,1 mil MW de energia à matriz nacional. Mais 13,9 mil MW entrarão em operação entre janeiro de 2017 e abril de 2018. Deste total, 57% virão de hidrelétricas.
No mesmo intervalo, as eólicas representarão 29% da expansão total, com 7 mil MW. A solar vai chegar a 1,7 mil MW e será 7% da capacidade instalada no período, mesmo volume da geração térmica. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.
Ontem, o reservatório de Sobradinho, no rio São Francisco, estava com apenas 2,11% de sua capacidade, apesar das últimas chuvas. A hidrelétrica é responsável por 58% da matriz energética no Nordeste. Não deixa de ser alarmante que o segundo maior lago artificial do mundo esteja próximo ao seu volume morto, apesar de temporada de chuvas já estar em sua metade.
Três Marias em dias de água sobrando nos vertedouros.
A hidrelétrica que alcançou melhor preço no leilão de hoje da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica foi a de Três Marias, no rio São Francisco. O novo cessionário pagará R$1.260.399.928,03 aoi Governo e investirá mais R$244 milhões ao longo do período de concessão, 30 anos.
Agora é só rezar por chuvas nas cabeceiras do São Francisco e ir buscar o dinheiro de volta. Três Marias tem uma potência nominal de 396 MW, mas atualmente opera com apenas 8,77% do reservatório, apesar de ser responsável por 31% da energia hidrelétrica da região Nordeste. Melhor um pouco que o reservatório de Sobradinho, que está apenas com 1,65% do reservatório disponível. Espera-se que as últimas chuvas desta semana, principalmente no Oeste baiano, melhorem um pouco a trágica situação do 2º maior lago artificial do mundo.
O rio São Francisco está gerando menos de 10% da potencia hidrelétrica instalada ao longo do rio. Sobradinho caiu de 5% e no final de novembro deve entrar no volume morto, parando por completo a geração de energia. A energia do Nordeste está sendo sustentada pelas eólicas e pela energia gerada a óleo diesel ou fuel oil.
Em contrapartida, sobra água em Itaipu, no rio Iguaçu e no rio Jacuí, que estão quase com 100% de sua capacidade de geração. O Nordeste tem potencial para 51 gigawatts mês, enquanto o Sul, excetuada a geração de Itaipu, que atende também o Paraguai, é de apenas 14 gigawatts/mês.
Licença de Operação segura Belo Monte
O início da operação da hidrelétrica de Belo Monte , no Rio Xingu, no Pará, foi adiado pela segunda vez, em razão dos atrasos no chamado Sítio Pimental, a primeira usina do complexo prevista para entrar em atividade.
O contrato de concessão de Belo Monte prevê que a geração de energia deveria começar em 28 de fevereiro de 2015. A Norte Energia, consórcio responsável pela obra, não conseguiu cumprir o prazo, que foi adiado para novembro de 2015.
Na quarta-feira (28), o consórcio informou oficialmente que o prazo de novembro será descumprido e, portanto, o início da operação da usina, maior projeto na área de energia elétrica no país, foi novamente adiado. A empresa não informou a nova previsão para que a primeira turbina seja ligada. O Consórcio aguarda licença de operação, não emitida pelos órgãos ambientais pelo descumprimento de obrigações de construção de novas vilas para os desalojados.
Nordeste vai sofrer pelo terceiro ano consecutivo
Em um país continental como o Brasil, enquanto o Sul sofre com chuvas constantes e enchentes, o Nordeste pode ver a seca se tornar cada vez mais severa na região, como noticiou o Accuweather. Como explicou o meteorologista, de dezembro a fevereiro, novamente o Nordeste passará por prolongados períodos de tempo seco.
Assim, outra estação de chuvas abaixo da média vai piorar a situação no país, o que poderá ser observado ainda na Colômbia e na Venezuela.
A estiagem que vem se intensificando e castigando a região já por muitos anos tem trazido resultados bastante severos, como a redução drástica dos reservatórios de água, do potencial das hidroelétricas, além de afetar o potencial produtivo de culturas importantes.
No Piauí, um dos estados da nova fronteira agrícola do Brasil – o MATOPIBA, os produtores ainda esperam por uma regularidade um pouco melhor das chuvas para iniciarem o plantio da safra 2015/16 de soja. Até este momento, como explica Marco Antônio dos Santos, agrometeorologista da Somar Meteorologia, “o plantio da soja e do milho nessa região e no Pará ainda continua sendo uma prática pouco arriscada, já que um novo período de estiagem ou chuvas muito irregulares está sendo previsto para o mês de novembro”.
Assim, o alerta do especialista é de que para regiões onde o clima segue essa padrão, a semeadura seja feita em solos que possam dar suporte às plantas durante esse novo período de escassez que está sendo esperado.
“Vamos torcer para que neste ano a distribuição de chuvas seja melhor do que no ano passado. Porque a quantidade de chuva é relativa, podemos tirar boas médias com 400 a 500 mm de precipitações, mas precisamos que ela venha bem distribuída, ao contrário do que aconteceu em 2014”, explica Altair Fianco, do Sindicato Rural do município piauiense de Uruçuí.
Só da Bahia foram incluídos 292 projetos de energia eólica.
O leilão de energia elétrica A-5 superou o recorde de capacidade instalada de geração de energia no país, atraindo 47,6 mil megawatts (MW) em novos investimentos. A informação foi dada hoje (20) pelo presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Mauricio Tolmasquim. O pregão, que contratará energia para 2021, está previsto para fevereiro de 2016.
“É o maior leilão do mundo [em termos de interessados em participar], quase 50 mil MW”, afirmou Tolmasquim. “Ter investidor que gasta dinheiro fazendo projetos, é porque ele acha que vale a pena construir, o setor traz tranquilidade para o investidor.”
Segundo Tolmasquim, foram cadastrados 1.055 projetos de geração de energia no leilão, com capacidade equivalente a três usinas hidrelétricas de Itaipu. Os destaques estão na Bahia e no Rio Grande do Norte, onde as características favorecem a geração das eólicas. O Rio de Janeiro, com gás natural, aparece em terceiro lugar e é tido como “uma surpresa.”
Foram aprovados para o leilão 864 projetos de geração de energia eólica, de um total de 1.055 projetos apresentados à EPE. Juntos, eles são capazes de gerar 21.322 megawatts (MW). Só da Bahia foram incluídos 292 projetos. Outros 232 estão previstos para o Rio Grande do Norte.
“ O cenário do setor elétrico é bom, temos uma quantidade de investidores interessados. Isso nos deixa tranquilo, é muito positivo”, acrescentou Tolmasquim.
Consideradas mais poluentes, sete usinas térmicas a carvão e 36 a gás natural estão no leilão. Sete das térmicas ficam no Rio de Janeiro. Há ainda seis hidrelétricas. Pequenas centrais hidrelétricas também vão entrar no leilão, oferecendo 1019 MW, em 78 projetos.
Segundo Tolmasquim, apesar de aparecerem poucas hidrelétricas no A-5, a previsão do governo é realizar o leilão da Usina de São Luiz do Tapajós, no Pará, com capacidade de cerca de 8 mil MW, também em 2016. O aval, no entanto, depende de licenças ambientais e de autorização da Fundação Nacional do Índio (Funai), pois o projeto prevê o alagamento de áreas de parque naturais.
O Nordeste poderia estar sob racionamento se não fossem as fazendas de energia do vento. Falta, ainda, infraestrutura de transmissão.
A fonte eólica bateu o recorde de geração no subsistema Nordeste, com 3.689 MW, às 08:24 horas da última segunda-feira (12/10), o que representou 46% da demanda da região no momento, com um fator de capacidade de 84%. O novo marco ocorre em um momento de esvaziamento dos reservatórios hídricos do subsistema Nordeste, cujo nível de armazenamento está em 11,7%.
O percentual, por sinal, é menor do que o verificado um ano antes. O recorde, que superou o anterior de 3.495 MW no dia 22/9, reforça a contribuição da fonte para a segurança energética na região, segundo a Abeeólica. O presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, declarou que, não fosse a geração eólica e a térmica, o Nordeste provavelmente passaria por um racionamento neste ano.
Em todo o sistema interligado, o recorde de geração eólica é de 4.432 MW, alcançados no dia 9 de agosto deste ano, às 22:47 horas, quando representou 8% da carga de todo o sistema, com um fator de capacidade de 78%.
A entrada em operação de novos parques também contribui para os recordes alcançados pela fonte. Atualmente, a capacidade eólica instalada em todo o país é de 7.657 MW e deve chegar a pouco mais de 9 mil MW até o fim do ano.
Transmissão
O Nordeste concentra a maior parte das usinas eólicas contratadas no país, em operação ou em construção, e reserva os melhores aproveitamentos de vento. Entretanto, a falta de uma estrutura de transmissão na região é uma preocupação para a expansão da fonte.
Na última segunda-feira, por exemplo, a Aneel revogou a concessão de uma linha de transmissão no Rio Grande do Norte, por atrasos na implantação da obra, que seria destinada para a expansão da fonte no estado. Além dos atrasos, os leilões de transmissão pouco atrativos influenciam diretamente as chances de contratação de usinas eólicas nas próximas concorrências de geração, porque os parques só podem ser negociados se houver conexão contratada.
Bahia
Em 2014, a Bahia terminou o ano na liderança da corrida pela energia eólica, sendo o único estado a ter mais de quatro GW contratados, distribuídos em 165 empreendimentos. Desse total, 33 estão em operação, o que representa 841 MW espalhados em diversos municípios baianos – Brotas de Macaúbas, Sobradinho, Guanambi, Igaporã, Caetité, Sento Sé, Casa Nova, Bonito, Morro do Chapéu, Cafarnaum, Pindaí, Gentio do Ouro, Licínio de Almeida, Campo Formoso, Riacho de Santana, Itaguaçu, Umburanas, Mulungu do Morro e Xique-Xique.
A expectativa para este ano é que seja superada a marca de um GW em operação. Em 2015, caso projetos eólicos contratados venham a se equiparar aos de hidrelétricas em funcionamento, os ventos se tornarão a maior fonte da matriz energética da Bahia até o ano de 2020”.
No próximo domingo (18), à 0h, milhões de brasileiros terão que adiantar os relógios em uma hora. É o início da temporada 2015/2016 do horário de verão nos estados do Rio Grande do Sul, de Santa Catarina, do Paraná, de São Paulo, do Rio de Janeiro, Espírito Santo,de Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e no Distrito Federal.
O principal objetivo da medida é, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a redução da demanda no período de ponta, entre as 18h e as 21h. A estratégia é aproveitar a intensificação da luz natural ao longo do dia durante o verão para reduzir o gasto de energia. Entre os meses de outubro e fevereiro, os dias têm maior duração em algumas regiões, por causa da posição da Terra em relação ao Sol, e a luminosidade natural pode ser melhor aproveitada.
Segundo dados do Ministério de Minas e Energia (MME), o horário de verão representa uma redução da demanda, em média, de 4% a 5% e poupa o país de sofrer as consequências da sobrecarga na rede durante a estação mais quente do ano, onde o uso de eletricidade para refrigeração, condicionamento de ar e ventilação atinge o pico.
De acordo com o MME, quando a demanda diminui, as empresas que operam o sistema conseguem prestar um serviço melhor ao consumidor, porque as linhas de transmissão ficam menos sobrecarregadas. Para as hidrelétricas, a água conservada nos reservatórios pode ser importante no caso de uma estiagem futura. Para os consumidores em geral, o combustível ou o carvão mineral que não precisou ser usado nas termelétricas evita ajustes tarifários.
Segundo o ONS, no horário de verão 2014/2015, a redução da demanda no horário de ponta foi cerca de 2.035 megawatts (MW) no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, equivalente ao dobro do consumo de Brasília em todo o período em que esteve em vigor. No Subsistema Sul, a redução foi 645 MW, correspondendo a uma economia de 4,5%.
Os ganhos obtidos pela redução do consumo de energia global, que leva em conta todas as horas do dia, foram de cerca de 200 MW médios no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o que equivale ao consumo mensal da cidade de Brasília, e 65 MW médios no Subsistema Sul, equivalente ao consumo mensal de Florianópolis.
De acordo com a assessoria de imprensa do ONS, a estimativa de economia para o horário de verão 2015/2016 será divulgada nos próximos dias e não deve ser muito diferente do ano passado.
Atualmente, o horário brasileiro de verão é regulamentado pelo Decreto 8.112, de 30 de setembro de 2013, que revisou o Decreto nº 8.556, de 8 de setembro de 2008. Ele começa sempre no terceiro domingo do mês de outubro e termina no terceiro domingo de fevereiro do ano subsequente, exceto quando coincide com o carnaval, caso em que é postergado para o domingo seguinte.
O governador Rui Costa assinou, nesta terça-feira (13), na sede mundial da Gamesa, em Bilbao, na Espanha, um protocolo de intenções com vistas à implantação da primeira unidade da Universidade Corporativa Gamesa na América Latina para qualificação de 100 profissionais por ano. Eles atenderão à demanda de engenheiros e pessoal técnico especializado para a operação e manutenção dos mais de 600 MW de parques eólicos a serem implantados pela empresa nos próximos anos no Brasil.
O protocolo de intenções assinado entre o Governo da Bahia e a Gamesa, atualmente a segunda maior fornecedora de turbinas eólicas do Brasil, prevê ainda a implantação pela Gamesa de um laboratório para desenvolvimento de tecnologia e testes de equipamentos e o estabelecimento de parcerias com universidades e centros de pesquisa baianos.
Após a cerimônia, o governador Rui Costa, acompanhado dos secretários Jorge Hereda (SDE) e Manoel Mendonça (SECTI) visitaram uma fábrica de multiplicadores, um dos mais importantes componentes de turbinas eólicas, buscando negociar a implantação de uma unidade na Bahia.
A Espanha foi o terceiro país a ser visitado pelo governador Rui Costa, que cumpre agenda internacional na Europa. Desde o início da viagem ao exterior, no dia 5 deste mês, Rui esteve na Itália e Alemanha para tratar de assuntos relacionados a investimentos na Bahia e geração de emprego e renda para os baianos. A comitiva retorna a Salvador no próximo sábado (17).
A Bahia está no rumo certo ao incentivar a energia eólica e instalações de energia solar, setor onde não falta dinheiro para investimento e demanda de consumo.
A Bahia confirma liderança na produção de energia elétrica a partir de fontes renováveis, depois que 12 projetos de energia fotovoltaica foram vencedores no último leilão da ANEEl, realizado no final de agosto. O processo de diversificação de fontes energéticas está sendo intensificado, e os novos projetos vão expandir o potencial gerador do estado. Com capacidade de geração de 324,8 megawatts (MW), os projetos vão gerar acréscimo de R$ 1,5 bilhão no setor.
Com informações da Seinfra – Bahia
Durante o primeiro Leilão de Energia da Reserva (LER) de 2015, realização da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), através da Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa), 30 projetos saíram vencedores. A Bahia disparou na frente, seguida por Piauí (9 projetos), Minas Gerais (5 projetos ), Paraíba (3 projetos) e Tocantins (1 projeto), totalizando uma potência de 833,8 MW.
O estado é um verdadeiro destaque no setor. “Com a contratação de novos empreendimentos de geração baseados na fonte solar, a Bahia reforçará a sua performance como geradora e exportadora de energia elétrica no quadro nacional, atraindo empreendedores e incentivando a cadeia produtiva da indústria de equipamentos e serviços ligados a esse setor, a exemplo do caminho percorrido pela energia eólica”, afirma o secretário de Infraestrutura, Marcus Cavalcanti.
As futuras usinas devem ser instaladas prioritariamente na região do semiárido, em cidades como Bom Jesus da Lapa, Sobradinho, Tabocas do Brejo Velho, Irecê, Brejolândia, Oliveira dos Brejinhos, com potencial para atender uma população de aproximadamente 12 milhões de pessoas.
Tendo o sol como fonte para a produção dessa energia, as usinas fotovoltaicas da Bahia, 29 em operação comercial, tem capacidade instalada de 2,71 MW. Outras 14 usinas, vencedoras do leilão de energia de 2014, terão capacidade de geração de 339,7 MW.
O LER, operacionalizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), apresentou um deságio médio de 12,17%. O preço teto do leilão foi R$ 349/MWh e valor médio da energia comercializada no certame foi R$ 301,64 /MWh. Para o segundo Leilão de Reserva de 2015, que será em novembro, as perspectivas da Bahia no setor de energias renováveis é muito grande. Dos 730 projetos de eólica (17.964 MW), 243 são da Bahia; enquanto dos 649 empreendimentos de energia solar (20.953 MW), 192 são baianos, totalizando, solar e eólica, mais de 12 mil MW.
Mapa Solarimétrico
A Bahia, através da Secretaria de Infraestrutura (Seinfra), em conjunto com a Secretaria de Ciência, Tecnologia e Inovação (Secti) está em tratativas da contratação do Atlas Solarimétrico do Estado, ferramenta que auxilia a identificação das áreas mais promissoras para a construção de usinas solares. Até o final de 2015 o primeiro esboço da ferramenta ser apresentado. Atualmente, a base de dados tida como referencial é o Relatório de Garantia Física de Energia, da ANEEL.
Energia dos Ventos
Com 37 usinas eólicas em operação, a Bahia é contemplada por uma capacidade instalada de 959,29 MW. Outras 41 usinas estão em construção, com capacidade a ser instalada de 1.014,5 MW. O estado tem hoje 125 usinas com construção ainda não iniciadas, com capacidade a ser instalada de 2.679,9 MW. De acordo com o Atlas Eólico da Bahia, publicado em 2013, o estado possui um potencial de 195 MW a altura de 150m, com velocidade do vento superior a 7,0 m/s.
De acordo com dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), no primeiro semestre de 2015, a Bahia produziu, em média, 463 MW de energia eólica, à frente do Ceará (362 MW) e do Rio Grande do Sul (287 MW), ficando atrás apenas do Rio Grande do Norte (650 MW), representando um aumento de 91% em relação ao montante gerado no mesmo período de 2014.
A Bahia é uma nação abençoada por todos os deuses e orixás. Maior volume de recursos minerais do País, grande volume de terras férteis e liderança na energia eólica e foto voltaica.
Por Heitor Scalambrini Costa, Professor da Universidade Federal de Pernambuco
A capacidade instalada no Brasil levando em conta todos os tipos de usinas que produzem energia elétrica é da ordem de 132 gigawatts (GW). Deste total menos de 0,0008% é produzida com sistemas solares fotovoltaicos (transformam diretamente a luz do Sol em energia elétrica). Só este dado nos faz refletir sobre as causas que levam nosso país a tão baixa utilização desta fonte energética tão abundante, e com características únicas.
O Brasil é um dos poucos países no mundo, que recebe uma insolação (numero de horas de brilho do Sol) superior a 3000 horas por ano. E que na região Nordeste conta com uma incidência média diária anual entre 4,5 a 6 kWh. Por si só estes números colocam o pais em destaque no que se refere ao potencial solar.
Diante desta abundância, então porque persistimos em negar tão grande potencial? Por dezenas de anos, os gestores do sistema elétrico (praticamente os mesmos) insistiram na tecla de que a fonte solar é cara, portanto inviável economicamente quando comparadas com as tradicionais. Até a “Velhinha de Taubaté” (personagem do magistral Luis Fernando Veríssimo), que ficou conhecida nacionalmente por ser a última pessoa no Brasil que ainda acreditava no governo, sabe que o preço e a viabilidade de uma dada fonte energética dependem muito da implementação de políticas públicas, de incentivos, de crédito com baixos juros, de redução de impostos. Enfim, de vontade política para fazer acontecer.
O que precisa ser dito claramente para entender o porquê da baixa utilização da energia solar fotovoltaica no país é que ela não tem apoio, estímulo nem neste, e nem teve nos governos passados. A política energética na área da geração simplesmente relega esta fonte energética de produção de energia elétrica. Daí, em pleno século XXI, a contribuição da eletricidade solar na matriz elétrica brasileira é pífia, praticamente inexiste.
A vazão do rio São Francisco voltou a ser reduzida para 1.000 m³ por segundo, após uma semana de prática de 1.500 m³/s. A medida provocou o deslocamento da mancha, identificada no leito do rio em meados de abril, para a encosta.
O primeiro efeito do problema aconteceu na captação de água para abastecimento humano, por parte da Companhia de Abastecimento de Alagoas (Casal), que suspendeu o serviço.
Toda a população da área ficou sem agua nas torneiras. “O que se observa é que, quando aumenta a vazão do rio, a água melhora. Quando diminui, o líquido fica escuro e com um cheiro forte”, explica um dos técnicos da Casal.
O reservatório de Sobradinho estava com apenas 21,71% de sua capacidade esta semana. Muito pouco para o final da estação chuvosa.
Um defeito em uma subestação de transmissão de energia provocou um apagão em 50 cidades do oeste da Bahia e na região da Chapada Diamantina. Os municípios ficaram sem energia por mais de duas horas, da noite de domingo (8) até a madrugada desta segunda-feira (9).
Segundo informações da Companhia de Eletricidade do Estado (Coelba), o problema ocorreu na subestação “Bom Jesus da Lapa 2”, que é de propriedade e responsabilidade da empresa Transmissora Aliança de Energia Elétrica (Taesa).
De acordo com a Coelba, o fornecimento de energia foi suspenso às 23h15 do domingo e só foi totalmente normalizado às 1h41 da madrugada desta segunda-feira.
O desligamento afetou as seguintes cidades: Angical, Baianópolis, Barreiras, Bom Jesus da Lapa, Boquira, Brejolândia, Brotas de Macaúbas, Caetité, Canápolis, Candiba, Carinhanha, Catolândia, Cocos, Coribe, Correntina, Cotegipe, Cristópolis, Ceira da Mata, Formosa do Rio Preto, Guanambi, Ibipitanga, Ibitiara, Ibotirama, Igaporã, Ipupiara, Iuiu, Jaborandi, Luís Eduardo Magalhães e Macaúbas.
Também houve falta de energia em Malhada, Matina, Morpará, Muquém São Francisco, Novo Horizonte, Oliveira dos Brejinhos, Palmas de Monte Alto, Paratinga, Riachão das Neves, Riacho de Santanta, Santa Maria da Vitória, Santa Rita de Cássia, Santana, São Desidério, São Félix do Coribe, Sebastião Laranjeiras, Serra do Ramalho, Serra Dourada, Sítio do Mato, Tabocas do Brejo Velho e Wanderley. Do G1.
A termoelétrica a gás de Uruguaiana, com capacidade de 500 Mw, deve ser desmontada e montada no sudeste porque o Governo não consegue receber gás argentino com pontualidade e transportar esse combustível por navio até Rosário custaria muito caro.
Inaugurada em 2000, a termoelétrica tem funcionado de maneira intermitente. O ano passado operou 60 dias e este ano começou em 12 de fevereiro novamente.
A AES Brasil, dona do empreendimento, deverá gastar em torno de US$60 milhões, 10% do valor da termo, US$600 milhões, para fazer a mudança.
Se o Governo descobrir, hoje, um fogareiro a querosene que gera energia elétrica, está ligando na hora. Ao ponto do ministro Eduardo Braga, das Minas e Energia, dizer que já identificou a possibilidade de pronta entrega de novas centrais termoelétricas, movidas a diesel, para instalar até o final do ano. A situação do setor energético do País não é boa e só vai melhorar em 2016, se no próximo verão chover muito, coisa capaz de causar um dilúvio e encher os reservatórios das hidrelétricas.
O ministro das Minas e Energia, Eduardo Braga, afirmou, taxativo, ontem, no programa Roda Viva, da TV Cultura: teremos, até o final do ano, “uma Belo Monte” de energia eólica, mais uma de energia de biomassa com o início da colheita da cana. Ele referia-se certamente ao futuro rendimento médio da hidrelétrica paraense, em torno de 4,5 mil mw.
“E temos disponibilidade, no mercado internacional, de usinas térmicas a óleo e gás, de pronto emprego,” afirmou. Tudo para explicar que o Governo não está parado frente à ameaça do racionamento e à situação precária dos reservatórios do Sudeste/Centro Oeste. Foto Veja/Abril
O Ministro impressiona pela capacidade de articulação. Deu um espetáculo de informação, frente às perguntas de jornalistas e especialistas do setor. É o candidato que o PMDB anda buscando para uma candidatura própria à presidência em 2018.
Na semana passada, a Aneel aprovou a revisão extraordinária das tarifas para 58 das 63 distribuidoras de energia do país. O aumento, que começou a valer ontem (2), ficou em média em 28,7% para as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, e em 5,5% para as distribuidoras que atuam nas regiões Norte e Nordeste.
Além da revisão extraordinária, as distribuidoras passarão neste ano pelos reajustes anuais, que variam de acordo com a data de aniversário da concessão. Também começaram a valer nesta semana os novos valores para as bandeiras tarifárias: quando a bandeira estiver vermelha, que significa custo maior de geração, haverá acréscimo de R$ 5,50 para cada 100 quilowatts-hora consumidos e, quando a bandeira estiver amarela, a cobrança será R$ 2,50 para cada 100 kw/h. Em janeiro e fevereiro deste ano, a bandeira tarifária aplicada foi a vermelha, que também deve ser adotada em março.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizou aumentos médios de 28% para as regiões Sul, Sudeste e Centro Oeste.
Para as regiões Norte e Nordeste, o aumento médio será de 5,5%, sendo que os consumidores ligados na alta tensão terão aumento médio de 6,6%, enquanto a baixa tensão terá reajuste médio de 4,8%.
A Justiça Federal da Bahia deve determinar no dia de hoje a citação de caminhoneiros grevistas para que desmontem os bloqueios de Luís Eduardo Magalhães.
O Governo instala nesta quarta-feira (25) uma mesa de negociações e diálogos com representantes dos caminhoneiros e das transportadoras. O objetivo é tentar resolver os problemas decorrentes das manifestações que já bloqueiam rodovias de nove estados brasileiros. A redução do preço do óleo diesel, no entanto, não está em pauta, conforme informou o ministro da Secretaria-Geral da Presidência, Miguel Rossetto.
Na pauta do encontro desta quarta, marcado para 14h, estão o preço do frete, uma das principais reivindicações do movimento, a regulamentação da Lei dos Caminhoneiros, aprovada recentemente pelo Congresso Nacional, e a prorrogação dos financiamentos do programa Procaminhoneiros.
O fato de o Governo estabelecer uma posição firme em relação ao óleo diesel, que prejudica a agricultura e ao transporte rodoviário não pode deixar de ser encarado por dois lados: primeiro um confisco à economia privada, principalmente no que diz respeito à adição do custo do transporte a produtos de consumo popular.
Os aumentos subsidiam as pesadas perdas da Petrobras com a repressão aos aumentos em época eleitoral, a má gestão e a corrupção na estatal, bem como a incapacidade de solucionar os problemas de refino, frente ao fato de que o País consome muito mais diesel do que outros derivados.
Por outro lado, a política realista de preços tenta recuperar a produção nacional de álcool de cana, cadeia produtiva abandonada pelo Governo com a euforia, fantasiosa, proporcionada pelo descobrimento das jazidas do pré-sal.
Os prejuízos são múltiplos em todo o País. No entanto, o desmonte do transporte rodoviário não pode prosperar. Historicamente, o principal erro estratégico do Governo remonta ao final dos anos 60, quando a ditadura militar resolveu abandonar as ferrovias e optar pelo transporte rodoviário, por vários motivos: uma alegada questão de segurança nacional e o incentivo à indústria automobilística.
Mesmo dependente da importação de petróleo e derivados, o País ficou refém dos combustíveis, abandonando o transporte de passageiros e cargas através do trem.
Eletricidade gerada a partir da palha de cana-de-açúcar pode suprir 27% do consumo residencial no Brasil
A força dos ventos mudou de vez a matriz elétrica nacional. Neste ano, as usinas eólicas, tradicionalmente conhecidas como fonte alternativa, entram de vez para a base do sistema de geração do país. Ao todo, serão adicionados mais de 2,7 mil megawatts (MW) de energia eólica ao parque elétrico, o equivalente a 36% da capacidade instalada.
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