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Energia

Barragens do RS atenuaram tragédia de maiores proporções

  Para Ricardo Pigatto, é preciso destacar a engenharia de hidrelétricas do Brasil   As inundações de maio, no RS, resultaram no maior desastre da história não somente do estado, mas também do Brasil, afetando milhões de vidas. Suas consequências ocorrem principalmente como perdas econômicas diretas, especialmente na forma de danos à infraestrutura e de estoque. De acordo com uma pesquisa sobre gerenciamento de risco para empresas, as inundações são classificadas como uma das três principais preocupações em relação a riscos potenciais, destacando a necessidade urgente de fortalecer a resiliência e executar medidas de mitigação eficazes. Nessa linha é que se destaca o poder das barragens, afirma Ricardo Pigatto, empresário gaúcho, dono de um largo histórico no setor elétrico gaúcho. Para Pigatto, o que ficou constatado é de que “o RS evitou danos muito mais dramáticos às populações atingidas pelas cheias de maio graças ao poder das barragens”. Com mais de 130 pequenas, médias e grandes hidrelétricas, devido à dimensão do evento climático adverso que nunca houve no RS, poderia existir uma suspeita de que essas barragens não suportassem esse volume de água, avalia o empresário.  “E não é para menos”, diz. “As pessoas não têm ideia do que se abateu sobre o estado. Por exemplo: na bacia hidrográfica do Taquari Antas, de 26,4 mil km quadrados, choveu mais de 600 milímetros em menos de quatro dias. Isso significa que choveu 600 litros por metros quadrados, o que, multiplicado por 26,4 mil km quadrados, resulta no equivalente a 15 trilhões de litros de água”. “Isso é assustador!”, diz Pigatto e continua: “Mas para nossa feliz surpresa, de todas as barragens do RS,  nenhuma teve rompimento e somente 25 sofreram algum dano. Apenas quatro delas com danos mais críticos, uma dessas desativada há vários anos”. Na barragem da UHE 14 de Julho, segundo Pigatto, apenas o chamado perfil Creager que rompeu sem dano para as populações e, entre as PCHs, nenhuma foi em termos de colapso, completa. Isso mostra, segundo o empresário, que é preciso destacar o estado da arte da engenharia de hidrelétricas do Brasil. “Ninguém no mundo projeta uma hidrelétrica como a engenharia nacional. Quem possuía expertise, no passado, eram os franceses e os alemães, mas com o perfil de geração hidrelétrica o Brasil atingiu o topo. Somos mestres e professores, o que demonstra que, apesar dessas inundações, as barragens suportaram largamente esse desafio. É importante que se diga: a engenharia brasileira está de parabéns, assim como a gestão das empresas gaúchas do setor porque não houve danos irreversíveis nas usinas.”   Além das barragens, Pigatto aponta a importância das Áreas de Preservação Permanente (APP). Recentemente um estudo do Paraná provou que o estado garantiu um ganho ambiental de 228% em APPs e em plantio de espécies nativas com a instalação de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs), que variam entre 0 e 30 MW de potência instalada. “Para uma ideia: somente as APPs de PCHs existentes no país somam uma área equivalente ao reservatório de Itaipu, de 1500 km², as quais protegem a estabilidade geológica e o solo e previnem contra a ocorrência de deslizamentos de terra, o que contribui para a segurança das populações urbanas”.   O que se deve aprender  Mas o que se deve aprender dessa calamidade? De acordo com Pigatto, existe uma cultura muito forte contra as hidrelétricas e ficou demonstrado que essas usinas, na Bacia do Jacuí, na Bacia do Taquari-Antas, Bacia do Caí, ajudaram demais a conter a onda de cheias e seus danos. “Menos pessoas morreram graças às hidrelétricas”, sustenta. Em relação às obras de infraestrutura de proteção às inundações,  Pigatto afirma que o RS precisa desenvolver um estudo muito sério de partição de quedas desses rios, com a participação de ambientalistas. “O que aconteceria rio abaixo na Bacia do Taquari com 600 litros por metro quadrado se não tivessem esses degraus de barragens para conter a onda de cheia? Isso mostra que a população e os ambientalistas contrários precisam aprender que as hidrelétricas são amigas, assim como do meio ambiente; essa mentalidade contrária às UHEs precisa mudar e tomar consciência disso. É isso que deve ficar como aprendizagem”, assegura. Sobre as ações desenvolvidas até o momento no sentido de mitigar os danos de novas inundações, Pigatto avalia que o RS  precisa de um trabalho muito forte localizado sobre o tema. “As inundações não aconteceram por apenas um motivo, faltaram mecanismos de controle de cheias. Os danos seriam muito menores com barragens e grandes reservatórios a montante nas cabeceiras das bacias hidrográficas”, argumenta.  

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Programa de incentivo ao consumo industrial pode ser a saída para a retomada da expansão do setor elétrico, diz Menel

O presidente do FASE (Fórum das Associações Comerciais do Setor Elétrico), Mário Menel, defende uma política de incentivos para viabilizar o aumento de carga para o setor elétrico que se encontra com excesso de oferta.  Em sua visão, a busca de uma solução estrutural para redução de encargos e criar um programa efetivo, com sinais econômicos adequados de resposta pela demanda são medidas fundamentais para incentivar o maior consumo industrial. Uma maior eficiência tributária, discutido na Proposta de Emenda à Constituição nº 45/2019, também tem papel chave nesse processo. “Acredito que seria possível elaborar um programa de aumento de carga elétrica, mediante incentivos como, por exemplo, a exportação de energia para países vizinhos e programas por tempo determinado que favoreçam as exportações industriais, entre outros”, afirma Menel. O fato é que houve outorgas muito além do necessário, observa, que originaram um excesso de oferta. “Estruturalmente temos hoje 20 GW de oferta a mais, e isso é perigoso para o sistema, porque inibe qualquer investimento em geração. Ninguém vai fazer investimento em geração porque não encontra viabilidade nesse momento”. Subsídios Segundo o executivo, em qualquer mercado funcional a sobreoferta estrutural leva à redução do preço de longo prazo do produto, provocando dois movimentos naturais no mercado em prol do equilíbrio: redução da oferta e aumento da demanda. No caso do setor elétrico brasileiro, o grande volume de subsídios distorce essa lógica. Hoje, a sobreoferta de geração, favorecido por um cenário hidrológico abundante, comprime o preço do mercado, mas não sinaliza a redução da entrada de novos geradores. “Temos hoje mais de 200 GW de projetos de geração na corrida do “desconto no fio”. Embora saibamos que parte desses projetos não deverá sair do papel  — 12 GW sinalizaram pela adesão ao mecanismo de revogação de outorgas sem custos criado pela Aneel —  devemos continuar com uma sobreoferta estrutural por muito mais tempo em razão dos subsídios do nosso modelo comercial”, afirma Menel. Por outro lado, o sinal estrutural de preço baixo chega com ruídos ao consumidor industrial, em razão dos elevados encargos – custo desses subsídios – não gerando um sinal efetivo de aumento da carga. O custo desses encargos chega a ultrapassar o próprio preço da energia elétrica no mercado de curto prazo, esclarece o líder do FASE.  

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Passivo potencial da intermitência

Por Ricardo Pigatto Trabalho com PCHs há mais de 25 anos e acompanho o segmento nos mínimos detalhes, tanto técnicos como regulatórios, e continuo acreditando na inexorabilidade do reconhecimento da fonte sob os pontos de vista econômico-financeiro e ambientais. O brilhante Ariano Suassuna nos faz refletir quando diz: “Ser poeta é muito bom porque eu não tenho nenhuma obrigação de veracidade. Eu posso mentir à vontade, cientista é que não pode.” Já não há mais dúvidas sobre os verdadeiros custos das fontes intermitentes, nem tampouco pairam dúvidas sobre seus efeitos técnicos nos sistemas elétricos. Essas são verdades que os cientistas não podem mais omitir sob pena de total perda de credibilidade. O mundo já abunda em exemplos de estratégias equivocadas na inserção da geração de energia elétrica sem lastro de potência, bem como quanto custa esse lastro, já que não se pode renunciar à segurança energética. O que não se pode é mentir sobre o que, tecnicamente, não é verdade. Não há dúvidas que a geração solar fotovoltaica e a geração eólica são mais caras do que a geração hidráulica, inclusive de PCHs.  Mas o que as torna mais “baratas” é o conjunto de subsídios que recebem. Isso é um fato. Em excelente estudo  sobre o melhor suprimento de energia para a ilha de Fernando de Noronha, a EPE demonstra isso ao analisar a implementação de fonte intermitente em sistema isolado. A expansão da GD remota através de redes varejistas cresce exponencialmente. O mercado está se especializando em cooperativas de consumidores que firmam contratos de adesão e passam a usufruir da GD remota imediatamente, com perda de receita de ICMS nos Estados e redução nos pagamentos às distribuidoras pelo uso da rede. Isso sem contar nos custos não pagos pela GD e que são impostos a todos os consumidores pelo uso do Sistema Interligado como “bateria”. A integra dessa curva de crescimento não pode ser infinita, pela obviedade que isso representa, tanto pela necessidade de geração de base como na perda de arrecadação e, além de tudo isso, na capacidade de pagamento daqueles que remanescem como consumidores. A dúvida que fica é: quando e como isso vai ser corrigido? Quem vai pagar pelo passivo? Alguns escritórios de advocacia  vislumbram ações gigantescas de ressarcimento dos consumidores prejudicados, concluindo que o subsídio deve de vir do erário e não do bolso dos consumidores. O poder concedente tem ciência deste passivo potencial? A Lei 14.300/22 não foi longe demais? Este tema já transcende à perda artificial da competitividade das PCHs ,provocada pelos subsídios à intermitência, mas ainda permanece a dúvida para onde o planejamento do setor elétrico vai nos levar. A dimensão do problema potencial é tão grande que não se pode tapar o sol com a peneira. (*) Engenheiro e consultor no setor elétrico

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Obstáculos que dificultam projetos de centrais hidrelétricas no RS têm os dias contados,diz Marjorie Kauffmann

Entre os motivos que dificultam novos investimentos em centrais hidrelétricas no RS, a necessidade de comprovação de posse ou propriedade das áreas correspondentes à implantação do empreendimento, tem seus dias contados.  Representado pela Portaria Fepam nº 039/2017, em seu Art. 12, o dispositivo está em via de ser revisto de uma forma que  os empreendedores  poderão iniciar a construção das usinas  simultaneamente à solução da questão fundiária, relatou à MODAL a secretária de Meio Ambiente e Infraestrutura (Sema-RS), Marjorie Kauffmann. Direito sobre o alague   “O que não se pode é permitir que oalague ocorro enquanto as pessoas permanecerem no local”   Uma vez ganha a concessão, em tese o dono da barragem já tem o direito sobre o alague, mas   muitas vezes não há negociação harmônica entre as partes e precisa algo para viabilizar o início das obras, o que está em avaliação jurídica, completou a secretária . “O que não se pode permitir é que o alague do empreendimento ocorra enquanto permanecerem  as pessoas que moram  no local”. Em outros estados, entende-se que a comprovação de posse ou propriedade das áreas correspondentes à implantação do empreendimento é de responsabilidade exímia do empreendedor. Em Santa Catarina, representado pela Portaria IMA nº 106/2021, de 16 de junho de 2021, o empreendedor é  responsável pelo sequência dos procedimentos administrativos inerentes à concessão das autorizações para a comprovação da posse,  por meio de uma “declaração de responsabilidade e compromisso” e atual status de posse ou negociação das áreas impactadas. De maneira similar, em Minas Gerais, sob a regulamentação da Portaria SEMAD nº 723, 19 de março de 2008,  o órgão ambiental solicita a mesma a declaração .   Taxas Outro obstáculo  no avanço de projetos de centrais hidrelétricas no RS, as taxas para análise e obtenção de licenças  ambientais, consideradas por empreendedores como “absurdamente altas”, também se encontram em revisão. Kaffmann informou que a Fepam  tentou contratar um estudo junto à FGV, mas o pleito não foi aprovado na “parte jurídica”. A secretária defende que o RS  conta com “tarifas  parelhas” com outros estados, com algumas exceções. “Existem casos em que o Tesouro do Estado incorpora grandes valores, deferindo o custo do licenciamento para toda a população subsidiar a tarifa. No RS, o custo é bancado pelo empreendedor. Sabemos que as taxas são elevadas, e vamos tentar reduzi-las ou adequá-las à cadeia como um todo, ainda neste ano”.   PCHs são benvindas Ainda sob a crítica dos investidores em PCHs devido à morosidade na emissão de licenças ambientais, a Fepam tem evoluído de forma considerável, diz a secretária.  “Não acho ótimo o  licenciamento no RS, sempre pode melhorar, mas eu não posso desprezar tudo o que foi feito até agora”, diz a secretaria que menciona atuar em harmonia com a associação de PCHs, sempre com prioridade aos projetos cadastrados em leilão. “Não há um caso de projeto não poder participar de leilão por falta de licença ambiental”, afirma. “Estamos atentos e sempre avaliamos para que não se percam oportunidades “. Somente no ano passado Kauffmamm destaca que foram  emitidas 20 LIs, 63 LPs e cinco DTREIAS (Declaração de Aprovação do Termo de Referência para  elaboração de EIA/RIMA, o dobro do ano anterior. “ Com o Atlas hídrico, que está em elaboração, o estado vai proporcionar um norte interessante para os empreendedores com a sinalização de áreas de menor exigência ambiental”. Mesmo que considere as PCHs como fonte de energias renováveis, Kauffmann admite que existe ainda um preconceito com a fonte hídrica, o que atribuiu ao passado. “O fato é que todas (fontes) têm impacto ambiental. As PCHs serão sempre benvindas no RS, que é um dos estados de grande potencial hídrico ainda a ser explorado”

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Com nova capacidade instalada de linhas de transmissão, RS almeja atrair investidores para passar a exportador de energia, diz Marjorie Kauffmann

O RS poderá passar de estado importador a exportador de energia dado ao seu sistema de transmissão que deverá receber um incremento de 4.940 MVA a partir do próximo ano, quando se encerram as obras de cinco lotes contratadas por meio de leilão da Agência Nacional de Energia (Aneel), em 20 de dezembro de 2018. “A indisponibilidade de escoamento de energia era um ponto que dificultava a nossa competitividade e hoje não temos mais esse entrave. As obras de linhas de transmissão foram antecipadas em dois anos e devem estar concluídas totalmente em 2024”, afirma secretária  do Meio Ambiente e Infraestrutura, Marjorie Kauffmann. A secretaria defende que o estado precisa atrair investidores para se tornar autossuficiente e exportar energia, e isso pode ser viabilizado por meio dos projetos de energia eólica onshore que já contam com Licenças Prévias (LPs) e os de offshore que ainda dependem de regulamentação, acrescenta. Estimulado pelo aumento da capacidade instalada de seu sistema de transmissão que passará a contar com um total 13,7 GW, o governo do RS pretende contar com outro trunfo a fim de atrair novos players em energia eólica. Trata-se de uma série de incentivos que hoje se encontram em estudos na Secretaria de Desenvolvimento Econômico. “Identificamos que sem incentivos não haverá a instalação de indústrias e cadeia de serviços nessa área que inclui inovação e capacitação de pessoas”, diz Kauffmann. Fábrica de turbinas A secretaria admite que grande parte da evolução da região Nordeste na geração de energia eólica deveu-se, além dos ventos mais intensos do que os da região sul, ao fato de contar com a proximidade de indústrias de turbinas e de outros equipamentos, o que se soma a linhas de financiamento. “ A intenção é trazer uma fábrica dessas para o RS, porque além de reduzir as emissões serve para desenvolver regiões que precisam de receitas e estão desesperadas por indústrias.. Muitas não têm nem mesmo recursos para os serviços básicos “ ,assinala.  “Eu sei muito bem o que é ter indústrias em uma cidade como moradora de Lajeado, que é hoje um dos municípios mais desenvolvidos do RS”. Uma fábrica de pás, feitas de poliéster reforçado com fibra de vidro ou epóxi, ou pelo uso de compostos de madeira,  também é mencionada pela secretária que cogita até mesmo a possibilidade de transformação de uma indústria para esta finalidade. “É só chegar com o projeto” “O licenciamento é expedito” Hoje, o estado representa 7,7% da potência eólica instalada no Brasil, na quinta posição. Ao todo são 1.836 MW instalados, em 80 parques distribuídos em nove municípios gaúchos. São 61 projetos onshore em fase de licenciamento, localizados em 31 municípios, que somam 56,7 GW, correspondendo a um potencial de cerca de R$ 90 bilhões em investimentos, e outros 21 projetos offshore no litoral gaúcho. Outro fator importante que facilita a atração de investimentos em energia eólica, segundo Kauffmann, é a o zoneamento ambiental de áreas propícias para a instalação de empreendimentos eólicos que inseriu a Fepam na vanguarda do setor. “Esse zoneamento diz onde existem menores sensibilidades ambientais, e isso faculta licenciamento expedito”, explica a secretária. ” É só chegar com o projeto para instalar”, diz.   “Essas informações são vitais para os investidores porque  oferecem maior segurança aos empreendimentos”.

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“Movimento para viabilizar as CGHs em GD resultou em prejuízo para as PCHs”, diz Daniel Faller

O fator limitante para o avanço das PCHs  no setor elétrico, no momento, é o baixo volume de contratação nos leilões de energia nova, e isso é influenciado especialmente pelo crescimento da GD, diz Daniel Faller, diretor da Hydrofall, de Rio do Sul (SC).  “Na prática, o movimento que fizemos para viabilizar as CGHs em GD resultou num prejuízo enorme para as PCHs”, acrescenta. Em 2022, observa, a GD solar saltou de 8,5 GW para 14 GW instalados, o que representa mais de 1.000 MW médios que deixaram de ser comprados pelas distribuidoras.  “A fatia da GD que foi absorvida pelas CGHs é muito pequena se comparada à energia solar. Dentro das diretrizes da Lei de desestatização da Eletrobras,  as PCHs poderiam ficar com mais de 500 MW médios, praticamente três vezes o volume contratado da fonte hídrica nos leilões de 2022”, afirma. CGH Salto do Timbó/ Hydrofall Lembra Faller que o ano de 2022 foi relativamente bom para o mercado de pequenas hidrelétricas, impulsionado ainda “pelo excelente desempenho nos leilões de energia de 2019 e pelo ritmo acelerado do mercado de GD”. Ao todo foram comercializados cerca de 30 empreendimentos nos leilões centralizados, correspondendo a 365 MW instalados e 171 MW médios, que considera um valor “pequeno” para o potencial da fonte. Mesmo com a reserva de mercado criada com a Lei 14.182 deve haver uma pequena contratação de PCHs nos leilões deste ano no ACR, diz Faller. “O mercado de PCHs possui grande estoque de projetos, dos quais apenas uma pequena parcela teria alguma viabilidade tarifária diante do cenário atual, lembrando que eólicas e solares contam com estoque de projetos muito maiores e essas fontes são privilegiadas pela celeridade no processo de licenciamento e rapidez na implantação”.   GSF Outro ponto que gera um risco elevado para o empreendedor de PCHs, segundo Faller, é a aplicação do fator GSF (déficit de geração hídrica) questão que está “muito longe de  um desfecho”. Em sua visão, os problemas do passado foram resolvidos de forma parcial, excluindo, por exemplo, as CGHs que atuam no mercado livre e que ainda estão em situação indefinida, sujeitas a pagar uma conta desproporcional  às suas receitas. “O fato é que  a solução aplicada para as usinas no ACR, com a transferência do risco hidrológico para o consumidor virou uma bola de neve em termos de encargos, interferindo na estabilidade do mercado no longo prazo”, assinala. “O cerne do tema GSF está longe de uma solução, porque demanda uma completa reestruturação do MRE, frente a mudança de nossa matriz energética, com a inclusão de um volume significativo de fontes intermitentes, além da necessidade de revisão ordinária da garantia física das usinas para esse número reflita no longo prazo a geração efetiva das usinas”. Sustenta Faller que uma eventual “perda de receita” por redução de garantia física deveria ser compensada pela remuneração de outros serviços de energia, como o mercado de serviços ancilares, cuja remuneração é inexpressiva frente ao benefício efetivo para o sistema. Valorização das hidrelétricas O diretor da Hydrofall, todavia, tem pouca expectativa sobre eventual valorização das hidroelétricas.  Historicamente os governos do PT valorizaram muito pouco as hidrelétricas. Vejo que nesse momento a tendência é uma corrida tão somente pela redução de tarifa, sem pensar na estabilidade e eficiência do sistema. No curto prazo, não me parece que tenhamos subsídios ou incentivos que representem um caminho estável para as pequenas hidrelétricas”. Em sua visão,  a redução da dependência das termelétricas precisa obrigatoriamente da implantação de novas hidrelétricas com reservatório,  e isso não parece ser muito factível no curto prazo. “A realidade do mercado é que temos uma potência instalada muito grande, pouca energia efetiva e nenhuma segurança energética. Mudar essa realidade é um desafio enorme, especialmente diante da atual pressão tarifária, carregada de encargos que oneram o consumidor no longo prazo”.  

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Abraceel  vê com otimismo indicação do senador Alexandre Silveira para o MME

A modernização do modelo comercial e regulatório do setor elétrico e a necessidade de imprimir uma visão mais racional para o setor elétrico nacional, com menos subsídios cruzados e mais eficiência estão entre os principais desafios do ministro de Minas e Energia, senador Alexandre Silveira, segundo Rodrigo Ferreira, presidente da Abraceel .“Esperamos que o senador Silveira dê continuidade ao processo de modernização do setor elétrico e que tenha foco nos interesses do consumidor, na racionalidade e na correta alocação de custos e benefícios do setor”, acrescentou.   Rodrigo Ferreira ressaltou que considera importante que o futuro ministro forme uma equipe estritamente técnica, com profissionais experientes do setor e com grande capacidade de diálogo, e que a Abraceel está pronta para contribuir e apoiar todas as medidas para modernização setorial  patrocinadas pelo Ministério de Minas e Energia.  

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Sistema de cooperativas de geração e distribuição de energia do RS vai investir R$ 600 milhões no próximo ano; a maior parte em usinas de fonte hídrica

O Rio Grande do Sul vai ganhar uma nova onda de investimentos em Pequenas Centrais Hidroelétricas ( PCHs), a partir do próximo ano. Somente o sistema de cooperativas de geração e distribuição de energia projeta cerca de R$ 600 milhões de recursos próprios e de linhas de crédito, dos quais a maior parte será aplicada em usinas de fonte hídrica, segundo informou  Erineu José Hennemann, presidente da Fecoergs e da Certel. “Vamos seguir a nossa vocação e expertise, na medida em que as PCHs são de importância substancial para o desenvolvimento do produtor gaúcho”, afirmou. Terceiro maior estado em número de cooperativas de geração e distribuição de energia, com 15 unidades, das quais 13 permissionárias e duas autorizadas, segundo a Agência Nacional de Energia (Aneel), o RS conta com um sistema que responde por 150 MW de potência instalada, com 60 MW de usinas próprias e 90 MW consorciadas, 100% de unidades hídricas. O sistema São ao todo 24 usinas próprias e oito consorciadas que atendem 310 mil associados consumidores de energia e outros 50 mil com acesso à internet. Essas cooperativas atuam em todo o estado, com maior concentração na região Central – Norte e Nordeste –, perfazendo 369 municípios beneficiados, dos quais 72 em sedes municipais. “.O sistema cooperativado de energia do RS é um dos mais bem sucedidos e organizados do Brasil, motivo de orgulho para a sociedade gaúcha, que se destaca, especialmente, na geração de energia a partir da fonte hídrica, levando investimentos e desenvolvimento sustentável para diversas regiões do nosso estado”, diz Roberto Zuch, presidente da Associação Gaúcha de Fomento às Pequenas Centrais Hidrelétricas ( agPCH). “Num setor elétrico formado cada vez mais por grandes players multinacionais, as cooperativas se destacam com investimentos importantes, gerando um circulo virtuoso de crescimento regional”, completa. Satisfação do consumidor   “O RS é o estado que mais valorizou as cooperativas do setor elétrico, uma presença fundamental porque consegue cobrir áreas de pouca densidade demográfica  em que as concessionárias não têm interesse”, diz Mário Menel, presidente da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia (ABIAPE) e do Fórum das Associações do Setor Elétrico (FASE). Jânio Vital Stefanello, presidente da Infracoop (Confederação das Cooperativas de infraestrutura) e da Coprel, observa que as  cooperativas do Rio Grande do Sul são destaque em todos os anos no Prêmio Índice Aneel de Satisfação do Consumidor (IASC). O IASC é o resultado da pesquisa junto ao consumidor residencial que a Agência realiza todo ano, desde o ano 2000, para avaliar o grau de satisfação dos consumidores residenciais com os serviços prestados pelas distribuidoras de energia elétrica. Em sua opinião, o cooperativismo de infraestrutura não deve pensar apenas em levar energia à zona rural. Nessa linha, as PCHs  são fundamentais ao desenvolvimento regional sustentável, diz. “Quando se investe na construção de uma pequena central no interior, o dinheiro fica no local, movimenta a economia, desenvolve a comunidade, gera e injeta energia nova no sistema brasileiro. Não interessa onde é gerada a energia, mas que ela é um componente importante para o país”. O desafio imposto pela GD Apesar de garantir a qualidade no fornecimento de energia elétrica aos seus associados  com investimentos em novas usinas, em equipamentos eletromecânicos e na expansão das redes trifásicas, o setor está diante de um novo desafio representado  pelo avanço da Geração Distribuída, assinala o diretor-executivo da Noale, advogado Frederico Boschin  referência como especialista no setor elétrico nacional. “O ambiente das cooperativas de geração e distribuição de energia é desafiador. É preciso se modernizar e se proteger da desvalorização da saída eventual do homem do campo. E a manutenção do produtor no campo é justamente um dos princípios básicos que nortearam  a criação das cooperativas. O crescimento da GD traz preocupação na medida em que o sujeito gera sua própria energia e não remunera o fio, e isso ocasiona o que se define sobretensão, dada a pouca densidade das redes elétricas. É preciso uma solução para adequar o sistema de distribuição das cooperativas para que os consumidores mais distantes do transformador não sejam prejudicados com o aumento da GD”.  

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O Ministério de Minas e Energia precisa de um ministro politicamente forte, diz Menel

O Ministério de Minas e Energia precisa de um ministro politicamente forte, afirma o presidente da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia (ABIAPE) e do Fórum das Associações do Setor Elétrico (FASE), Mário Luiz Menel da Cunha, ao comentar as perspectivas do setor elétrico a partir da posse do novo governo. “Um ministro forte politicamente que seja o condutor dos anseios do setor, inclusive junto ao parlamento”, acrescentou. Do jeito que o setor elétrico se encontra, observa,  o eixo formado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o Operador  Nacional do Sistema ( O N S) passou para o Congresso Nacional que assumiu partes importantes do planejamento, da regulação e da operação. Interferência do Congresso “ Hoje o Congresso Nacional  interfere, indevidamente, na realidade do setor ao confundir política pública com regulação”, diz Menel e exemplifica: “O Congresso envolveu-se no planejamento e na operação quando estabeleceu na Lei de capitalização da Eletrobras, localização e regime de operação – grau de inflexibilidade –  de usinas termelétricas . Na hora em que diz não para o reajuste de cerca de 25% para as tarifas do Ceará,  assume o papel de regulador. E também quando anula duas decisões da Aneel, uma sobre o sinal locacional e outra sobre a postergação de prazos para entrada em operação de usinas não despacháveis”,  completa. Perspectivas não são boas “É preciso uma liderança forte para imprimir um freio de arrumação nesse setor porque as perspectivas não são boas a continuar a ingerência do parlamento”, defende. Ao referir-se às medidas iniciais a serem adotadas pelo novo governo no setor, Menel  cita a necessidade de um estudo sobre a capacidade da geração como prioridade, na medida em que passado o período da pandemia, a expectativa é de uma retomada do nível de atividades. “ Hoje temos uma sobra estrutural de energia e cerca de 200 GW de pedidos de outorga de geração na Aneel, mas existe claramente  um gargalo na transmissão”, indica. Atualmente, assinala, se instalam usinas eólicas e solares em um ano e meio, dois anos, mas uma linha de transmissão demora mais de quatro anos. “Há um descompasso entre os prazos o que representa grande desafio para o planejamento setorial. Por isso,  uma tendência seria  implantar um planejamento específico para as linhas de transmissão no nordeste, em razão do crescimento dessas fontes de energia, o que simplificaria as conexões para as subestações coletoras”. Tarifa para todos O segundo ponto que vai exigir toda a atenção do novo governo, segundo Menel,  é a busca de uma tarifa que possa ser paga pela sociedade brasileira como um todo “Em 2024, o Brasil vai contar com 22 milhões de brasileiros com tarifa social, 10% da população total, ao custo de R$ 12 bilhões anuais. É preciso dar um jeito nisso”, assinala. Hoje a energia no Brasil é gerada com baixo custo, entre  R$ 120,00 e R$110,00 o MW/h, mas o da energia elétrica é alto devido a encargos sobre as tarifas. “É preciso rever esses tributos e encargos de uma forma que se possa reduzir o preço da tarifa. O orçamento da CDE em 2023 será de R$ 33, 4 bilhões, o que será bancado em sua maior parte pelos consumidores por meio de encargos na conta de luz. É preciso separar o que é política pública e retirar da conta de luz. É preciso que todos paguem como contribuintes e não somente o consumidor de energia, porque o insumo entra na base de formação de preços de produtos e serviços. Hoje, de R$ 100,00 de uma conta,  R$ 46,00 são de encargos e tributos”. Entre outros ajustes necessários, Menel aponta sobre a necessidade de novo modelo comercial, diante das mudanças climáticas, o que implicará a operação de reservatórios mais cheios e no pagamento da reserva de  água. ”Hoje, se uma usina  não gera o proprietário sofre prejuízo com o GSF. Por isso, precisamos mudar o modelo comercial”, observa. Valorização das hidrelétricas Em relação a uma provável valorização das hidrelétricas pelo novo governo, Menel cita que entidades internacionais vêm defendendo como  inovação a energia hidrelétrica  focada em aumentar a flexibilidade da geração de energia para atender o avanço das renováveis intermitentes. “Pelas informações que obtivemos, o novo governo projeta 98 usinas hidrelétricas, perfazendo um total de 12 GW, a uma média de 120 MW/usina, perfeitamente viáveis do ponto de vista ambiental, que garantiria robustez operacional para o sistema elétrico, mesmo operado com uma grande quantidade de usinas provenientes de fontes não despacháveis  Trata-se de um avanço, sem dúvida”.        

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CEEE Grupo Equatorial constrói nova linha de transmissão em Viamão

A CEEE Grupo Equatorial investiu cerca de R$ 25 milhões na construção de uma linha de transmissão de 24 km e com 89 estruturas de suporte, que interligarão três das principais subestações de Viamão.  A nova rede permitirá maior disponibilidade de energia para a cidade e a auxiliará em seu desenvolvimento econômico, afirmou Raimundo Barretto Bastos, presidente da CEEE Grupo Equatorial. A obra beneficiará perto de 6,6 mil clientes e a área industrial do distrito de Águas Claras. A construção Com a nova linha de transmissão para Viamão, será viabilizado o fornecimento por redundância para o município – suprimento por outra linha-, caso a rede normal apresente interrupção, evitando oscilações de energia que ocorriam com frequência na região. A nova linha de transmissão atenderá, principalmente, Águas Claras. Todavia, também aliviará as subestações que fornecem energia para toda a cidade. Segundo o gerente de manutenção da CEEE Grupo Equatorial, Fernando Ortiz, a empresa vem investindo firme na modernização de sua estrutura e na construção de redes compactas, com o objetivo de aumentar a qualidade do fornecimento de sua área de atuação no estado. “Com mais energia, podemos mostrar aos investidores e empreendedores que Viamão é uma cidade com capacidade de crescimento”, afirmou o prefeito Nilton Magalhães que, por meio do projeto Acelera Viamão, busca atrair mais empresas para o município.  

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Caldes de Montbui , na Espanha, onde os residentes economizam 50 euros em sua conta de eletricidade graças a painéis solares em prédios municipais

Por Rodrigo Marinas Caldes de Montbui, uma cidade de 17.797 habitantes 35 quilômetros ao norte de Barcelona, ​​​​enfrenta o aumento dos preços da energia ao irrigar o município com painéis solares nos telhados de instalações públicas. Em menos de um ano, materializou-se um projeto onde cem famílias pouparam em média 53 euros na fatura de setembro graças à Comunidade Energética Local (CEL). Estas entidades criam, gerem e partilham a sua própria energia verde para poupar através do autoconsumo e transferir os seus excedentes para a rede. A Câmara Municipal estima que a CEL, lançada este verão com seis instalações fotovoltaicas, se torne autossuficiente para 650 famílias em 28 placas em todo o concelho num ano, depois de anunciar a atribuição de fundos Next Generation. Desde 2019, a União Europeia promove a criação desses projetos autônomos marcados pela participação da vizinhança para reduzir a dependência das grandes empresas elétricas que quase monopolizam o mercado. Caldes tornou-se a entidade pública com mais energia fotovoltaica instalada para autoconsumo coletivo na Catalunha (221 Kilowatts), o dobro da Câmara Municipal de Barcelona, ​​que ocupa a segunda posição no ranking do Registo de Autoconsumo Comunitário. O prefeito, Isidre Pineda, e o vereador de Ação Climática, Jordi Martí, brindaram nesta quarta-feira para comemorar o prêmio de “Território Exemplar” nos prêmios concedidos pela vinícola Família Torres, empresa líder do setor que investe 11% de seus lucros na redução da pegada de carbono. O CEL aposta ainda em ganhar o Prémio para o melhor projeto europeu de Transformação Urbana Sustentável de 2022 no dia 9 de dezembro. A Câmara Municipal de Caldes é uma das três finalistas a esta distinção da Plataforma Cidades Sustentáveis, que reúne mais de 2.500 autarquias de 125 países. “Quando apresentamos a proposta do CEL à secretária técnica da Câmara Municipal, ela quase desmaiou”, brinca Pineda. O autarca recorda que há uns anos notaram que existiam cooperativas em concelhos como o seu, mas quiseram criar um projeto inusitado: “Uma iniciativa 100% pública através desta nova categoria de comunidades energéticas”. Segundo ele, a característica de seu modelo reside no fato de o autoconsumo ser coletivo, não apenas da própria Câmara Municipal: “Não é uma empresa municipal de eletricidade, mas compartilhando a energia gerada pelos telhados públicos com os vizinhos”. A última placa da primeira fase do CEL foi colocada em março passado; No total, as seis instalações distribuídas em edifícios como o centro cívico, a biblioteca ou o campo de futebol implicaram um investimento exclusivamente municipal de 350 mil euros. A autarquia estima que demore apenas dois anos a pagar: o Gabinete de Ação Climática calcula que no início de 2024, com 22 novas matrículas, vão poupar 200 mil euros por ano na fatura de eletricidade a preços atuais. Xavier Vasco e a sua sócia, Marta Luque, são um dos 100 agregados familiares que aderem ao CEL, que dá um kW por casa sem ter de mudar de empresa de comercialização. O Vasco comemora que “em um mês e meio” a taxa de 50 euros por ano para se inscrever no programa já foi paga. Este vizinho, químico de profissão, comenta que e queria reduzir sua dependência de combustíveis fósseis há muito tempo, “ainda mais com a inflação atual”. Mas instalar placas em sua casa era um investimento improvável: “é um pedágio muito alto”. No início de setembro, ele recebeu sua primeira fatura com desconto após o início das operações da CEL, em agosto. O Vasco tem economizado entre 30 e 40 euros nas últimas receitas, mas espera que esse valor aumente na próxima primavera, quando houver mais atividade solar. No final de setembro, Celia Galera, diretora da Habitat Futura, criou uma comunidade de energia em um cenário diferente: um bloco de 700 moradores do Eixample de Barcelona. Ele garante que um projeto como o de Caldes, em municípios com menos população, permite “mais agilidade” já que uma cidade como Barcelona tem “muitas restrições e pouco espaço”. “É preciso ir a mais janelas para processar uma comunidade de energia”, conclui o advogado. O fato de Caldes ter uma pequena distribuidora local é outro fator que facilitou a conexão da CEL à rede sem muitos obstáculos administrativos, segundo o vereador Martí. O CEL de Caldes está à frente da Generalitat, que tem um déficit de instalações renováveis ​​de grande escala na Comunidade. Atualmente, tramita a constituição de uma empresa pública catalã de energia que persegue o mesmo que esta Câmara Municipal: obter energia através de painéis solares em seus edifícios públicos, entre outras medidas. Graças aos 1,3 milhões de euros de Bruxelas, o CEL de Caldes estima abranger um total de 650 famílias no início de 2024, 10% dos lares da localidade. O Conselho de Ministros aprovou em outubro o plano +SE para “dar às comunidades energéticas um enquadramento legal que facilite o seu desenvolvimento”, que se concretizará num decreto real que completará a Lei do Sector Eléctrico. Atualmente não há registro oficial deste tipo de entidade. (El País).

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Lobistas empurram benefícios regressivos para consumidores do mercado regulado

 Elena Landau  Estado de S. Paulo Corremos o risco de ver aprovado o PL 2.703/22, que pede mais 12 meses de subsídios para a geração distribuída. A principal fonte beneficiada será a energia solar. De lobby em lobby, vão empurrando para os consumidores do mercado regulado benefícios dispensáveis e regressivos. Começou com a enganosa propaganda de “taxar o sol”. Ninguém defendia qualquer tipo de tributo sobre energia solar, só que incentivos não eram mais necessários. As fontes solar e eólica no Brasil são eficientes, têm alto fator de produtividade. O retorno dos investimentos realizados é bom e rápido. Como são fontes intermitentes, precisam de baterias para garantir segurança a todo sistema elétrico. Essa função pode ser assumida tanto pelas usinas térmicas a gás quanto pelas hidrelétricas, que não são remuneradas por esse serviço prestado. Por isso, uma nova regra tarifária, que leve em consideração os atributos de cada fonte, deveria estar em discussão. Custos e benefícios contabilizados, sem espaço para subsídios desnecessários e distorcidos. A questão crucial nessa má alocação de incentivos e, portanto, de recursos está na regressividade embutida. Quem mais se beneficia são os grandes consumidores, que podem se desligar de suas distribuidoras locais e escolher novos fornecedores de energia no mercado livre (ACL). A migração para o ACL vem se acelerando nos últimos anos, tanto pela maior flexibilidade das regras quanto – e diria, principalmente – pela diferença dos custos entre o ambiente livre e o regulado (ACR). Sobra para os consumidores cativos o ônus de compensar – através de aumentos tarifários – a perda de receita das distribuidoras. A diferença entre as tarifas nos dois ambientes vem se ampliando, e as contas de luz, subindo. A Câmara vem propondo projetos que atropelam a agência reguladora (a Aneel) e o planejamento setorial. A ampliação do mercado livre, a liberdade do consumidor em escolher seu fornecedor é o futuro do setor. Exigem planejamento e coordenação, funções a serem retomadas pelo Executivo. Um país com a abundância de fontes como o nosso não pode fazer uma transição energética cara e iníqua. Ela deve ser benéfica para todos. A equipe de transição na área de energia, mesmo com nomes do passado, tem a tarefa de trazer o futuro com eles. Uma matriz que, além de limpa, seja justa e eficiente. Tem muito trabalho pela frente.  

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Descarbonização é a principal transformação econômica desde a revolução industrial

  Economia ambientalmente sustentável, a digitalização e conectividade e as mudanças na geopolítica de suprimentos, provocada pela Guerra Rússia-Ucrânia são os fatores determinantes para a reinvenção da indústria em todo o planeta. Esse conjunto de aspectos foi citado tanto pelo Embaixador da União Europeia no Brasil, Ignácio Ybáñez, quanto por Elizabeth Reynolds, pesquisadora do Massachusetts Institute of Technology, dos Estados Unidos, os dois palestrantes do primeiro painel do Fórum Radar Reinvenção, promovido pela Federação das Indústrias de Santa Catarina (FIESC) e aberto nesta terça (23). “A principal transformação econômica após a revolução industrial é justamente essa transição para a economia de carbono zero”, afirmou Reynolds, demonstrando a importância que o tema tem no cenário global atual. Segundo a pesquisadora, a guerra Rússia-Ucrânia promoveu uma disrupção irremediável na cadeia global de suprimentos. “Não vamos retornar ao modelo que tínhamos anteriormente”, advertiu. Outro tema que a preocupa no cenário global é a desigualdade social. Elizabeth Reynolds observa que se trata de uma situação que vem crescendo ao longo de décadas e à qual estão associados o descrédito de instituições, a elevação de fake news com relação a resultados eleitorais e a diferença entre o crescimento de produtividade e remuneração da força de trabalho. Já os aspectos relacionados à digitalização e conectividade preocupam a pesquisadora especialmente sob a ótica do desenvolvimento e domínio da tecnologia de semicondutores. Para Ybáñez, a nova configuração política e econômica global passa pelo que chamou de conectividade sustentável e transição verde e digital. Para ele, o acordo entre a União Europeia-Mercosul será um importante instrumento para o desenvolvimento de ambas as regiões. “É muito mais que um acordo comercial; é uma estratégia de parceria na cena mundial”, destacou. “O comércio internacional deve ser justo e servir como plataforma para modernizar e diversificar as nossas economias”, acrescentou, salientando que o acordo deverá criar oportunidades de crescimento para ambas as partes. “Ele não condenará os países do Mercosul ao extrativismo”, exemplificou. “A pandemia e os diversos eventos nacionais e globais recentes demandam uma postura e uma atitude de resiliência para continuar empreendendo, exigem a continuidade de investimentos, estimulam a integração entre os membros do ecossistema, provocam um olhar sempre criativo e ousado sobre como fazer negócios no mundo e num país complexo como o nosso”, destacou o presidente da FIESC, Mario Cezar de Aguiar, na abertura do evento. Para ele, reinventar consiste em criar frentes, fortalecer o que está funcionando, unir esforços para conquistar espaços inusitados, continuar construindo um mundo melhor e mais sustentável, acreditar na capacidade das pessoas, continuar sonhando cada vez mais alto, mas principalmente transformando os sonhos em realidade. ( Assessoria de Imprensa/FIESC)  

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Oito em cada 10 brasileiros preferem escolher a empresa que oferece energia elétrica, mostra pesquisa Datafolha realizada para Abraceel

Oito em cada 10 brasileiros preferem escolher a empresa que oferece energia elétrica, tendo direito a fazer a portabilidade da conta de luz, assim como já acontece com a operadora de telefone celular. Os números fazem parte da pesquisa anual “Opinião sobre o Setor Elétrico”, realizada pelo Datafolha para a Abraceel após ouvir 2.088 pessoas em 130 municípios brasileiros. A margem de erro é de 2 pontos percentuais Entre os brasileiros acima de 60 anos e entre aqueles que compõem as classes D e E da população, 7 em cada 10 gostariam de escolher o fornecedor, um patamar elevado e pouco distante das outras faixas de idade (8 em cada 10 brasileiros com idade entre 16 e 59 anos) e renda (9 em cada 10 na classe A/B e 8 em cada 10 na classe C). Mesmo entre aqueles com menor nível de escolaridade (ensino fundamental), renda familiar (menos que um salário mínimo) e ocupação (brasileiros fora da população economicamente ativa), 7 em cada 10 brasileiros querem ter o direito de trocar de fornecedor de energia elétrica. Caso a portabilidade da conta de luz pudesse ser efetivada no Brasil, a expectativa é obter preços mais baixos. Mais da metade dos brasileiros (54%) acredita que o preço da energia elétrica tende a diminuir– o restante considera que o preço não vai mudar (22%) ou vai aumentar (20%). 4% não opinaram. A expectativa de obter preços mais vantajosos se espalha indiferentemente à renda, à escolaridade e à classe social. Entre os que têm mais de 60 anos, estudaram o ensino fundamental, pertencem às classes D/E, ganham até um salário mínimo e não pertencem à população economicamente ativa, 5 entre cada 10 brasileiros esperam que o preço da energia vai diminuir com a possibilidade de trocar a empresa fornecedora. Caso a possibilidade de escolher o fornecedor de energia elétrica fosse implantada de forma ampla e universal no Brasil, 7 em cada 10 brasileiros exerceriam o direito e trocariam de empresa, motivados pelo preço (63%), busca por fontes renováveis (20%) ou qualidade no atendimento (16%). Avaliando os dados de forma estratificada, mais da metade dos brasileiros mais idosos e menos favorecidos decidiriam por novas empresas fornecedoras, mesmo que em menor intensidade que os mais jovens e ricos. Caso a portabilidade da conta de luz pudesse ser efetivada no Brasil, a expectativa é obter preços mais baixos. Mais da metade dos brasileiros (54%) acredita que o preço da energia elétrica tende a diminuir– o restante considera que o preço não vai mudar (22%) ou vai aumentar (20%). 4% não opinaram. A expectativa de obter preços mais vantajosos se espalha indiferentemente à renda, à escolaridade e à classe social. Entre os que têm mais de 60 anos, estudaram o ensino fundamental, pertencem às classes D/E, ganham até um salário mínimo e não pertencem à população economicamente ativa, 5 entre cada 10 brasileiros esperam que o preço da energia vai diminuir com a possibilidade de trocar a empresa fornecedora. Caso a possibilidade de escolher o fornecedor de energia elétrica fosse implantada de forma ampla e universal no Brasil, 7 em cada 10 brasileiros exerceriam o direito e trocariam de empresa, motivados pelo preço (63%), busca por fontes renováveis (20%) ou qualidade no atendimento (16%). Avaliando os dados de forma estratificada, mais da metade dos brasileiros mais idosos e menos favorecidos decidiriam por novas empresas fornecedoras, mesmo que em menor intensidade que os mais jovens e ricos. Responsabilidade – A pesquisa também questionou os entrevistados sobre a responsabilidade pelo preço da energia elétrica.  Para 69% dos brasileiros, deputados federais e senadores são os principais culpados pela elevação nos preços da eletricidade nos últimos anos. Gestão familiar – A escalada das tarifas de energia elétrica nos últimos anos causou estragos na gestão do orçamento familiar dos brasileiros, com redução do consumo relacionado ao bem-estar. Entre os entrevistados, 85% passaram a economizar energia elétrica nos últimos 12 meses para reduzir o valor da conta de luz, 72% deixaram de comprar itens que consumiam para pagar a conta de luz e 44% deixaram de pagar alguma conta de consumo elétrico no último ano. Além disso, a pesquisa mostra que dois em cada três brasileiros gostariam de poder comprar energia elétrica de diversos fornecedores até o fim deste governo. Este desejo é ainda maior quando o prazo para ter liberdade de escolha se estende para o próximo governo. Nesse caso, 73% dos brasileiros gostariam de poder comprar energia elétrica de diversos fornecedores diferentes. “O que acontecerá com o preço? – Caso a portabilidade da conta de luz pudesse ser efetivada no Brasil, a expectativa é obter preços mais baixos. Mais da metade dos brasileiros (54%) acredita que o preço da energia elétrica tende a diminuir– o restante considera que o preço não vai mudar (22%) ou vai aumentar (20%). 4% não opinaram. A expectativa de obter preços mais vantajosos se espalha indiferentemente à renda, à escolaridade e à classe social. Entre os que têm mais de 60 anos, estudaram o ensino fundamental, pertencem às classes D/E, ganham até um salário mínimo e não pertencem à população economicamente ativa, 5 entre cada 10 brasileiros esperam que o preço da energia vai diminuir com a possibilidade de trocar a empresa fornecedora. Caso a possibilidade de escolher o fornecedor de energia elétrica fosse implantada de forma ampla e universal no Brasil, 7 em cada 10 brasileiros exerceriam o direito e trocariam de empresa, motivados pelo preço (63%), busca por fontes renováveis (20%) ou qualidade no atendimento (16%). Avaliando os dados de forma estratificada, mais da metade dos brasileiros mais idosos e menos favorecidos decidiriam por novas empresas fornecedoras, mesmo que em menor intensidade que os mais jovens e ricos. Responsabilidade – A pesquisa também questionou os entrevistados sobre a responsabilidade pelo preço da energia elétrica.  Para 69% dos brasileiros, deputados federais e senadores são os principais culpados pela elevação nos preços da eletricidade nos últimos anos. Gestão familiar – A escalada das tarifas de energia elétrica nos últimos anos causou estragos na gestão do

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IRENA assina acordo com IPCC para acelerar a adoção generalizada de energia renovável e mitigar as mudanças climáticas

A Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA) assinou um Memorando de Entendimento (MoU) com o Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC) hoje. Por meio da parceria, as duas partes concordaram em trocar conhecimento e colaborar em iniciativas para acelerar a adoção generalizada de energia renovável para mitigar as mudanças climáticas. Francesco La Camera, diretor-geral da IRENA, e .Abdalah Mokssit, secretário do IPCC, reuniram-se na Conferência das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas COP27 em Sharm El-Sheikh para assinar o MoU. “Temos todas as ferramentas necessárias para enfrentar o crescente desafio climático”, disse o diretor-geral da IRENA, Francesco La Camera. “A confiabilidade e a resiliência das energias renováveis ​​diante das crescentes crises globais devem servir como fatores motivadores claros para os governos dobrarem a transição energética e acelerarem a implantação de energia renovável. A energia limpa é abundante, mas o tempo não. O conhecimento da IRENA se baseia fortemente no valioso trabalho científico do IPCC. Aguardo com expectativa a nossa estreita cooperação contínua.” “Com os compromissos atuais, não estamos no caminho de limitar o aquecimento a 1,5°C. Mas, com cortes de emissões rápidos e profundos até 2030, podemos manter essa meta ao nosso alcance”, disse Abdalah Mokssit, secretário do IPCC. “Os custos de algumas formas de energia renovável caíram, o uso de fontes renováveis ​​continua a aumentar e, em alguns países e regiões, os sistemas elétricos já são predominantemente alimentados por fontes renováveis. Estamos confiantes de que esta parceria contribuirá estrategicamente para a tão necessária mudança transformacional e para uma transição mais rápida e abrangente para as energias renováveis”. De acordo com o World Energy Transitions Outlook da IRENA , evitar as consequências catastróficas do aquecimento global de 1,5°C requer uma mudança fundamental na forma como a energia é gerada e consumida. As energias renováveis ​​são a maneira mais prontamente disponível e econômica de fornecer 90% de toda a descarbonização até 2050, mas isso requer triplicar a capacidade de energia renovável atualmente instalada até 2030. O progresso dependerá de vontade política, investimentos bem direcionados e uma combinação de tecnologias, acompanhadas de pacotes de políticas para implementá-las e otimizar seu impacto econômico e social. O MoU assinado fornece uma estrutura para IRENA e IPCC para melhorar a compreensão da base científica do risco de mudança climática induzida pelo homem, seus impactos potenciais e opções para adaptação e mitigação. As duas organizações também trabalharão juntas para promover a ampla e crescente adoção e uso sustentável de todas as formas de energia renovável por meio de diálogos, reuniões de especialistas e workshops em coordenação com os Grupos de Trabalho/Gabinete da Força-Tarefa relevantes do IPCC.  

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Alcançar uma rápida redução nas emissões globais de carvão é o desafio central para atingir as metas climáticas internacionais

O mundo deve agir rapidamente para reduzir significativamente as emissões de dióxido de carbono do carvão, a fim de evitar impactos graves das mudanças climáticas, diz um novo relatório da AIE, pedindo uma ação política imediata para mobilizar rapidamente financiamento maciço para alternativas de energia limpa ao carvão e garantir segurança, transições acessíveis e justas, especialmente em economias emergentes e em desenvolvimento. O novo relatório especial da IEA – Coal in Net Zero Transitions: Strategies for Rapid, Secure and People-Centered Change – fornece a análise mais abrangente até o momento sobre o que seria necessário para reduzir as emissões globais de carvão com rapidez suficiente para atender às metas climáticas internacionais, apoiando segurança energética e crescimento econômico, e abordando as consequências sociais e de emprego das mudanças envolvidas. Isso inclui as principais implicações para o setor de carvão de uma transição para emissões líquidas zero até 2050, o que daria ao mundo uma chance igual de limitar o aquecimento global ao limite crítico de 1,5°C. A nova análise do relatório especial, que faz parte da série World Energy Outlook , mostra que a esmagadora maioria do atual consumo global de carvão ocorre em países que se comprometeram a atingir emissões líquidas zero. No entanto, longe de diminuir, a demanda global por carvão tem se mantido estável em níveis recordes na última década. Se nada for feito, as emissões dos ativos de carvão existentes, por si só, derrubariam o mundo além do limite de 1,5°C. “Mais de 95% do consumo mundial de carvão ocorre em países que se comprometeram a reduzir suas emissões a zero líquido”, disse o diretor executivo da IEA, Fatih Birol . “Mas, embora haja um impulso encorajador para a expansão da energia limpa nas respostas políticas de muitos governos à atual crise energética, um grande problema não resolvido é como lidar com a enorme quantidade de ativos de carvão existentes em todo o mundo.” “O carvão é a maior fonte de emissões de CO2 de energia e a maior fonte de geração de eletricidade em todo o mundo, o que destaca o dano que está causando ao nosso clima e o enorme desafio de substituí-lo rapidamente, garantindo a segurança energética”, disse o Dr. Birol . “Nosso novo relatório estabelece as opções viáveis ​​abertas aos governos para superar esse desafio crítico de maneira acessível e justa.” Cada caminho futuro para o setor de energia global que evite impactos severos da mudança climática envolve reduções precoces e significativas nas emissões relacionadas ao carvão. O relatório deixa claro que não existe uma abordagem única para reduzir as emissões de carvão. O novo Índice de Exposição de Transição de Carvão da IEA destaca os países onde as dependências do carvão são altas e as transições provavelmente serão mais desafiadoras: Indonésia, Mongólia, China, Vietnã, Índia e África do Sul se destacam. Uma série de abordagens, adaptadas às circunstâncias nacionais, é essencial. Hoje, existem cerca de 9.000 usinas a carvão em todo o mundo, representando 2.185 gigawatts de capacidade. Seu perfil de idade varia muito por região, de uma média de mais de 40 anos nos Estados Unidos a menos de 15 anos em economias em desenvolvimento na Ásia. As instalações industriais que usam carvão são igualmente duradouras, com decisões de investimento definidas para serem tomadas nesta década que, em grande parte, moldarão as perspectivas para o uso de carvão na indústria pesada nas próximas décadas. As transições de carvão são complicadas pela idade relativamente jovem das usinas de carvão em grande parte da região da Ásia-Pacífico. Se operada por tempos de vida e taxas de utilização típicos, a frota movida a carvão existente em todo o mundo, excluindo as usinas em construção, emitiria mais do que as emissões históricas até o momento de todas as usinas a carvão que já operaram. Uma escala massiva de fontes limpas de geração de energia, acompanhada por melhorias em todo o sistema em eficiência energética, é a chave para desbloquear reduções no uso de carvão para energia e reduzir as emissões de ativos existentes. Em um cenário em que as atuais promessas climáticas nacionais são cumpridas no prazo e na íntegra, a produção das usinas a carvão ininterruptas existentes cai cerca de um terço entre 2021 e 2030, com 75% substituídas por energia solar e eólica. Esse declínio na produção de carvão é ainda mais acentuado em um cenário consistente em atingir emissões líquidas zero até 2050 e limitar o aquecimento global a 1,5 °C. No Cenário Net Zero até 2050, o uso de carvão cai 90% até meados do século. Uma condição importante para reduzir as emissões de carvão é parar de adicionar novos ativos ininterruptos movidos a carvão aos sistemas de energia. As aprovações de novos projetos diminuíram drasticamente na última década, mas existe o risco de que a atual crise energética promova uma nova prontidão para aprovar usinas movidas a carvão, especialmente considerando a conclusão do relatório da AIE de que cerca de metade das 100 instituições financeiras que apoiaram o carvão projetos relacionados desde 2010 não fizeram nenhum compromisso para restringir esse financiamento, e outros 20% fizeram apenas promessas relativamente fracas. Os governos podem fornecer incentivos para que os proprietários de ativos se adaptem à transição. A economia favorável para a geração limpa de eletricidade, por si só, não será suficiente para garantir uma rápida transição do carvão para a geração de energia. As usinas de carvão são muitas vezes protegidas da concorrência do mercado, em alguns casos porque são de propriedade de concessionárias incumbentes, em outros porque os proprietários privados são protegidos por contratos inflexíveis de compra de energia. Nossa análise mostra que fora da China, onde o financiamento de baixo custo é a norma, o custo médio ponderado de capital dos proprietários e operadores de usinas de carvão é de cerca de 7%. O refinanciamento para reduzir isso em 3% aceleraria o ponto em que os proprietários recuperam seu investimento inicial, abrindo caminho para que um terço da frota global de carvão seja aposentado em dez anos. A colaboração internacional, o apoio financeiro público e as abordagens bem concebidas que incorporam a necessidade de transições centradas nas pessoas serão essenciais para afastar-se do carvão

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CCR ViaSul é pioneira no RS na instalação de usinas fotovoltaicas no espaço de rodovias

A energia solar vem se consolidando como uma das opções mais inteligentes para enfrentar os desafios globais, como mudanças climáticas, poluição e insegurança energética. Nessa linha, as estradas desempenham em todo o mundo um papel muito importante como forma de agregar  energia limpa e sustentável aos sistemas elétricos.  No Rio Grande do Sul, a CCR ViaSul é pioneira na construção de usinas fotovoltaicas no espaço das rodovias. Atualmente, a concessionária possui nove usinas em operação. Só em 2020, foram seis novas usinas, com  as primeiras  gerando energia a partir de julho do mesmo ano. Desde então já foram gerados 294 MW pelas mais de 5,1 mil placas solares nas nove usinas. Esse total seria suficiente para atender 19.320 residências, com um consumo médio mensal de 1,5 MW. Toda e energia gerada por mês nas usinas seria capaz de suprir a necessidade de 2.135 famílias. A energia produzida pelas usinas é transferida à rede das concessionárias de energia elétrica, complementando o consumo de iluminação da rodovia, sob a responsabilidade da CCR ViaSul. As estimativas de repasse e economia gerada variam de acordo com cada contrato efetuado com as companhias. Segundo levantamento feito pela CCR ViaSul, toda energia produzida pelas usinas fotovoltaicas representaram uma economia de, aproximadamente, 30%. Essa produção de energia ‘limpa’ é o equivalente a quase 900 toneladas de CO², responsáveis por gases de efeito estufa, que deixaram de ser lançados na atmosfera. Em termos de comparação, seria necessário o plantio de aproximadamente 360 árvores para purificar toda essa quantidade. A iniciativa rendeu à concessionária o prêmio Rodovias + Brasil 2022, do Ministério da Infraestrutura, em cerimônia realizada na última quinta (20), em Brasília. “Um dos pilares do Grupo CCR é buscar a perpetuidade do negócio através das melhores práticas. A implantação e operação das usinas fotovoltaicas ao longo do trecho de concessão da CCR ViaSul , comprovam que estamos seguindo pelo caminho certo, aliando as melhores práticas ao oferecimento de serviços de excelência para a melhor experiência aos nossos clientes”, afirma o gerente de Operações da Concessionária, Diogo Stiebler. A CCR ViaSul prevê que até 2026, o potencial de geração de energia seja algo em torno de 1,5 GW/mês, correspondente  a redução de emissão de CO² em mais de 1 mil toneladas por ano.   Veja a média mensal de quanto é produzido em cada usina fotovoltaica da CCR ViaSul: BR-101, km 35 (Praça de Três Cachoeiras) – 9.675 kWh; Freeway, km 19 (Praça de Santo Antônio da Patrulha) – 9.936 kWh; Freeway, km 53 (Glorinha) – 87.745 kWh; Freeway, km 60 (Praça de Gravataí) – 10.334 kWh; Freeway km 91,2 (PRF Porto Alegre) – 55.247 kWh; Freeway, km 91,6 (Associação PRF Porto Alegre) – 44.138 kWh; BR-448, km 10 (Canoas) – 84.083 kWh; BR-386, km 344 (Lajeado) – 97.168 kWh; BR-386, km 203 (Praça de Victor Graeff) – 10.831 kWh.      

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Com a baixa contratação de PCHs no leilão A-5, ABRAPCH promete levar ao MME nova forma de contratação da fonte

Primeiro certame que contou com a reserva de 50% da demanda para PCH e CGH,  o  37 leilão de energia nova A-5, apesar da comercialização de 50%  dos lotes de PCHs, ficou longe dos  2.000 MW previstos na  Lei 14.182, que instituiu a privatização da Eletrobras, afirmou Alessandra Torres, presidente da ABRAPCH. “O governo precisa encontrar outra forma de contratar PCH/CGH”, acrescentou. Ao total, foram comerciaizados 175 MW , correspondente a 12 centrais hidrelétricas. Em sua visão, as PCHs  são imprescindíveis ao sistema e, além de poderem servir de pulmão da GD, é a melhor alternativa para se contratar menos fósseis que encarecem as tarifas.  “Vamos levar ao MME (Ministério de Minas e Energia)  uma proposta de reinserção das PCHs na matriz e discutir uma forma de contratação da fonte”, garantiu Alessandra. Para Alessandra, mesmo com a entrada maciça de fontes renováveis na matriz nos últimos 15, teoricamente mais econômicas, existem resultados contraditórios, como a explosão das tarifas de energia, a segunda mais elevada do mundo.  E isso leva à desindustrialização da economia e à dependência crescente de combustíveis fósseis, resultando no aumento significativo das emissões de CO2 no Sistema Elétrico Brasileiro, quando existem tecnologia e fornecedores nacionais desenvolvidos durante décadas para atender a cadeia completa das hidrelétricas. A matriz elétrica brasileira dos últimos 30 anos, inicialmente muito bem estruturada, com uma matriz hidrotérmica equilibrada, reservatórios distribuídos regionalmente, com regulação plurianual, interligados por linhas de transmissão estruturantes, hoje apresenta algumas importantes fragilidades, avalia a presidente da ABRAPCH. “Novas hidrelétricas foram menosprezadas na matriz, reservatórios foram demonizados ambientalmente, as PCHs foram deslocadas da competição no mercado por absoluta falta de isonomia”. Houve ainda um desbalanceamento energético a partir da entrada das fontes renováveis intermitentes sem a devida complementação por meio de novas hidrelétricas e reservatórios que implicará, obrigatoriamente, em mais térmicas caras e poluentes do que o necessário para o equilíbrio do sistema elétrico brasileiro, completa. A executiva menciona ainda  o PDE 2031 elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em que está previsto 51,7 GW de intermitentes, para um total de 76 GW de novas gerações, com apenas 4 GW de novas hidrelétricas.  “ Isso indica que o sistema precisará ser complementados por baterias, ainda limitadas em potência, preço e, principalmente, com grande impacto ambiental , enquanto  as melhores baterias ainda são novos reservatórios hídricos, inclusive usinas reversíveis”, observa. “Falamos de empreendimentos que geram mais de 100 anos, o que  nenhuma outra fonte entrega à sociedade brasileira. Atributos importantes como sustentabilidade, estabilidade e disponibilidade elétrica, segurança, confiabilidade, geração próxima à carga e, portanto, com redução de perdas e menores investimentos em transmissão, reversibilidade dos ativos  e tecnologia 100% nacional”, diz Alessandra  “ Vamos seguir afirmando a importância e a urgência de um plano de reinserção das PCHs e CGHs na matriz elétrica, que pode oferecer parte da solução para os desafios do sistema”.

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RS concorre com apenas uma PCH no leilão desta sexta-feira, mas conta com 73  projetos à espera de licenciamento ambiental

Um dos estados pioneiros no país em Pequenas Centrais Hidrelétricas ( PCHs), o Rio Grande do Sul deverá participar do Leilão A-5, para contratação de energia nova, na próxima sexta-feira, com apenas um projeto cadastrado.  Trata-se da PCH Vale do Leite, de 6,4 MW, inscrita pela Certel. Roberto Zuch, presidente da agPCH, informou que  quatro projetos foram cadastrados na EPE, mas apenas um foi habilitado. “Lamentamos não poder participar com um maior número de projetos, dada a tradição do estado na fonte hídrica”, afirmou. “Temos uma boa  quantidade de projetos de PCHs, mas nem sempre os trâmites de licenciamento coincidem com os prazos da EPE para cadastramento”. Roberto Zuch Na visão de Zuch, para que o RS continue a manter uma participação como a alcançada em maio último, no leilão de energia nova A-4, quando emplacou três PCHs, no equivalente a 47,3 MW, é preciso manter uma quantidade de projetos com licenças aptas para cadastramento em leilões. Custo “O empreendedor tem datas marco para viabilizar projetos nos leilões no que se refere ao cadastramento, e isso gera um custo burocrático de habilitação”, diz  Zuch. “Ocorre que se ele estima não ser possível alcançar a licença até essa data-limite, ele evitará esse custo de cadastramento desnecessário”. Hoje, segundo dados da agPCH, existem  73 projetos no RS aguardando LP/LI da Fepam, o equivalente a 328MW e investimentos de cerca de R$  2,5 bilhões. De estudos em andamento para protocolar no órgão ambiental  são 78 processos, de 618MW, ao total, com investimentos de outros  R$ 4.5 bilhões. Potencial da fonte hídrica no RS é de 1.277 MW De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o estado conta com 60 empreendimentos, de 725 MW, ao total, de estudos em andamento. Outros 42 projetos, de 552 MW, são de aproveitamentos identificados para estudos. Já o potencial apurado pela agência é de 1.277 MW, o equivalente a R$ 9 bilhões em investimentos. “ O fato é que o RS é um expoente na fonte hídrica do país e para mantermos essa tradição precisamos, com o apoio do Estado, viabilizar uma quantidade de projetos com documentação completa para que o empreendedor se habilite aos leilões de energia”, diz Zuch. “Temos convicção que o RS tem empreendedores interessados e capacidade para voltar a ser protagonista da fonte hídrica nos próximos leilões, e estamos trabalhando para isso”. Hoje, no RS, existem 116 PCHs e CGHs em operação, perfazendo uma potência total de 738,5 MW. Cinco  PCHs , no equivalente a 62,8 MW, estão em construção, e outras 13 unidades em fase de construção não iniciada, referente a uma potência de 182 MW. “  

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Energia hidrelétrica, uma fonte renovável gerada pelo ciclo da água

Por Ana Carolina Vieira Werle Noale Energia Com o aumento mundial do investimento nas fontes eólica e solar, os operadores de redes elétricas se veem diante da maneira por meio da qual será possível equacionar a intermitência dessas renováveis. Tanto a IEA (International Energy Agency) como a IRENA (International Renawable Energy Agency) não hesitam em apontar as hidrelétricas como uma alternativa. Hoje a energia hidrelétrica é considerada a maior fonte de energia renovável do mundo, com China, Brasil, Canadá, EUA e Rússia entre os principais produtores. Todavia, dependendo da configuração, essas usinas demandam de largas extensões para alagamento e isso compromete fluxos migratórios de peixes e localidades ribeirinhas. Um exemplo do impacto ambiental de grandes centrais hidrelétricas a Barragem de Tucuruí provocou a desapropriação de terras indígenas próximas e, concomitantemente a perda de recursos pesqueiros para sua subsistência. No segundo ano após a sua conclusão, o total da captura de peixes foi três menor do que os níveis antes da criação da represa, algo que, até hoje, não foi reestabelecido. Isso, somado a má relocação de algumas partes desse povo, de outros riscos biológicos, fez com que o governo brasileiro fosse condenado por má conduta e falta de responsabilidade legal com os impactos ambientais e sociais pelo Tribunal Internacional de Águas em 1991. Mesmo com contrapartidas das fontes eólica e solar, a capacidade mundial de geração hidrelétrica beira aos 1327,7 GW segundo o IEA, com o Brasil responsável por 110,4 GW. Apesar de sua redução na participação na matriz energética para 64,9%, em comparação a 87% nos anos de 1990,  o Brasil ainda desponta com uma grande dependência hídrica em sua matriz elétrica.  No cenário mundial, a China lidera os números de maior potência instalada, principalmente com a Barragem de Três Gargantas, que possui uma capacidade de 22.500MW, a maior do mundo. As estimativas são de um domínio chinês no cenário cada vez mais evidente, com a criação de mais de 21 MW de potência instalada em 2021, aliadas com a inauguração de uma parte das turbinas da usina de Baihetan, que, quando completa, será a segunda maior hidrelétrica do mundo, com 16.000MW. A World Energy Transitions Outlook (WETO), lançado em março de 22, a IRENA sugere que, para atingir as metas climáticas, a capacidade instalada de energia hidrelétrica, incluindo armazenamento bombeado, deve mais que dobrar até 2050 de 1,3 TW para 2,9 TW”. A WETO estima os investimentos necessários em energia hidrelétrica convencional em torno de US$ 85 bilhões por ano. A IRENA está trabalhando em um relatório especial sobre energia hidrelétrica, destacando os principais desafios para fechar a lacuna na capacidade hidrelétrica global e áreas prioritárias de ação. Apresentando as conclusões cruciais do relatório preliminar a IRENA disse que a maioria das plantas existentes está chegando ao fim de suas vidas úteis e enfrenta consequências operacionais e financeiras. Em vez de aposentar, há muitas oportunidades para atualizar essas instalações antigas com a tecnologia atual e aumentar a eficiência operacional. A maioria das usinas hidrelétricas foi planejada, projetada e construídas para operar em condições diferentes das atuais, o que implica em reformas e modernização substanciais para atender às necessidades dos sistemas de energia atuais, diz o relatório. Para novos projetos hidrelétricos, a WETO sugeriu que é importante minimizar o impacto social e ambiental negativo das usinas sem comprometer sua capacidade de gerar eletricidade e fornecer serviços auxiliares e de água. “Os impactos ambientais são inevitáveis, mas podem ser minimizados ou compensados ​​por benefícios adicionais trazidos pelas tecnologias modernas”, acrescenta. Mesmo o cenário chinês seguindo um sentido contrário aos demais países, as estimativas mundiais são de um investimento maior em tecnologias intermitentes de grande geração como as eólicas, e de baixo impacto, como a solar. Por enquanto, ainda é necessário o auxílio de tecnologias emissoras de carbono, como as termelétricas a gás natural, para corresponder à demanda mundial. O fato é que sem hidrelétricas, a base tem de ser térmica- a gás natural ou em óleo combustível para segurar a intermitência de outras fontes. A energia hidrelétrica é uma fonte renovável de energia. A energia gerada por meio da hidrelétrica depende do ciclo da água, que é impulsionado pelo sol, tornando-se uma fonte limpa de energia.  

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Construção da UHE Bom Retiro da Certel vai aproveitar barragem de eclusa para eliminar impactos ambientais

A barragem eclusa de Bom Retiro, no trecho do rio Taquari, próximo à cidade de mesmo nome, implantada há 46 anos, deverá permitir uma condição diferenciada para a construção de uma usina hidrelétrica de 35,18 MW da Certel. Como o reservatório da barragem está consolidado, a implantação da usina não deverá causar qualquer alagamento, eliminando os impactos ambientais normalmente associados a esse tipo de obra. A cooperativa acaba de receber a licença de instalação da Fepam, que vai permitir o início das obras – ainda indefinido. A obra da barragem-eclusa de Bom Retiro do Sul foi iniciada em 1959 e sua conclusão estava prevista para cinco anos depois. Entretanto, depois de erguidos apenas quatro pilares, a construção foi paralisada, e retomada somente durante o governo do presidente Arthur da Costa e Silva, natural de Taquari. Reiniciada em 1969, foi concluída em 1977, o que permitiu a navegação entre o porto de Rio Grande e o vale do Taquari, com uma hidrovia de 432 km. A casa de força da UHE Bom Retiro será localizada na margem do rio Taquari que pertence ao Município de Cruzeiro do Sul, de onde partirá uma linha de transmissão de 69 KV, que irá se conectar a outra já existente, entre as subestações Venâncio Aires 1 e Estrela 2. A construção da UHE Bom Retiro vai demandar cerca de R$ 250 milhões em investimentos e cerca de 500 postos de trabalho diretos e indiretos, beneficiando cerca de 100 mil clientes. Com sua implantação a cooperativa passará a contar com cinco usinas geradoras de energia renovável. Orgulho dos associados “Mais uma vez, a Certel inova em suas atividades e mostra que não basta ser a maior e mais antiga cooperativa de infraestrutura do país, mas que é preciso olhar sempre à  frente”, comemorou o presidente Erineo José Hennemann. “São pessoas que não pensam apenas no hoje, mas mantêm a cabeça aberta para o futuro”, acrescentou. “E isso é o maior motivo de orgulho para os associados da Certel, pois a cooperativa não parou e avança passo a passo com a região”. Atualmente, a Certel opera  PCH Salto Forqueta (6,1 MW) e PCH Rastro de Auto (7,02 MW), no rio Forqueta, entre Putinga e São José do Herval; CGH Boa Vista (0,7 MW), no arroio Boa Vista, em Estrela; e a PCH Cazuza Ferreira (9,1 MW), no rio Lajeado Grande, no distrito de mesmo nome, município de São Francisco de Paula. Ações ambientais A Biolaw Consultoria Ambiental, empresa de Porto Alegre, responsável por todo o processo de licenciamento da UHE Bom Retiro, desenvolveu o Plano Básico Ambiental que deve ser executado imediatamente, com ganhos ambientais para a região, segundo seu sócio-diretor, biólogo Adriano Cunha. “ Dadas as condições nas quais será construída, a UHE não deverá causar qualquer alagamento e isso deverá reduzir grandemente os impactos sobre fauna, flora e as pessoas que habitam as margens do rio Taquari”, diz Cunha. “Com relação à passagem de peixes, hoje há uma escada ineficiente, que será substituída por um mecanismo de transposição para garantir a migração dos dourados, piavas e vogas “ Ainda segundo o biólogo, “a supressão de vegetação vai se restringir a 400 m2 de formação secundária no local da casa-de-força”. Entre outras ações está prevista uma integração com o Ministério Público Estadual para o ordenamento e a recuperação das faixas ciliares da bacia do Taquari, concluiu o diretor da Biolaw.  

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Reduzir tarifas e preços é o maior desafio do setor elétrico, diz Menel

Entre os desafios mais importantes do setor elétrico brasileiro, Mário Luiz Menel da Cunha,  presidente da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia (ABIAPE) e do Fórum das Associações do Setor Elétrico (FASE), prefere optar por aquele que julga “o maior de todos”. “Nossos preços e tarifas são muito elevados”, diz. “Assim, todas as propostas de aprimoramento deveriam convergir para um ponto só: como reduzir o custo do setor elétrico”. Ao avaliar o recente histórico, Menel cita a pandemia da covid-19, que provocou uma redução  do consumo no Brasil, principalmente na indústria e no comércio, e como consequência, uma queda de receita e forte inadimplência. Também menciona a escassez hídrica que foi superada somente ao final do ano passado. “Superamos tudo sem grandes transtornos, assinala. “Nosso setor é resiliente. Em sua visão, a geração é diversificada, com equilíbrio entre as fontes e até uma sobra estrutural de energia.  O segmento de transmissão é robusto e sua interligação faz inveja de países como os Estados Unidos. Existe uma organização institucional que funciona bem, embora reconheça que a governança poderia ser melhor. “O contexto é favorável, mas nossa tarifa é uma das mais elevadas do mundo e chega ao ponto de ser impagável por uma parcela da população”. Diante desse paradoxo, o que se pode fazer de forma subsidiária para reduzir a tarifa, indaga Menel que passa a listar fatores que julga contribuir de forma negativa para a atual realidade da energia no Brasil. A falta de governança das instituições de Estado é uma das principais questões, segundo ele. “Quando se tem um número grande de objetivos, e os quatro principais órgãos de estado vinculados ao setor elétrico têm 75 objetivos estratégicos, acaba ocorrendo uma superposição de especificidades que geram ações desalinhadas com as responsabilidades de cada órgão, e isso pode resultar em um vazio de governança”, afirma. Os encargos setoriais abrigados na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), de R$ 32 bilhões, neste ano, devem passar por uma revisão para que sejam separados aqueles de origem setorial daqueles oriundos de políticas públicas e que, portanto, deveriam ser de responsabilidade do Tesouro Nacional, acrescenta. E admite que “ em boa hora o governo e Congresso Nacional atuaram para reduzir os impostos incidentes sobre o bem essencial, a energia elétrica que incide na base da formação de preços de, praticamente, todos os produtos”. Outro ponto que considera com influência sobre a atual realidade do setor é o ambiente de negócios que deveria ser receptivo aos bons empresários, mas não o é.  O fato de não ser receptivo, observa Menel, permite a entrada de empreendedores que “prometem, mas não cumprem e também aqueles com baixa aversão ao risco. Há ainda, agrega o presidente do FASE, muitas discussões desencontradas no âmbito do governo que resultam em uma insegurança jurídica. E resistências no licenciamento de projetos de centrais hidrelétricas os quais são obrigados a enfrentar longos processos que provocam a desistência de empreendedores. Também o Congresso Nacional, segundo Menel, tem a sua parcela de influência na realidade do setor ao confundir política pública com regulação. “O Congresso está se arvorando no direito de fazer regulação, sem os necessários estudos de impactos, o que não parece ser razoável ”. Menel menciona ainda como fator subjacente,  a exaustão do modelo de operação e do modelo comercial que precisa valorizar corretamente os atributos de cada fonte, principalmente da geração hídrica. “Com isso,  se espera evitar subsídios cruzados entre fontes dando sinal correto de alocação de custos setoriais”, acrescenta Para breve, ele acredita ser possível um modelo de operação que reserve um novo papel para as hidrelétricas, com prioridade à segurança hídrica em relação à geração de energia. “Isso exigiria um modelo comercial que  remunerasse a usina hídrica quando tem capacidade de gerar, mas não gera para armazenar água, servindo de bateria para as fontes não despacháveis”, ensina Menel.    

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