Temperatura do oceano indica possível final do La Niña
Todas as regiões de medição no Pacífico apontam mudança que deve se confirmar apenas depois de 5 meses consecutivos e caso haja o acoplamento do mar e da atmosfera para termos situação de neutralidade ou El Niño Após três anos de presença na região já é possível ver a sinalização de que o fenômeno climático La Niña pode estar chegando ao final. A atualização do sistema de monitoramento da temperatura das águas do Pacífico mostra que todas as regiões em que são medidas a temperatura da superfície do oceano estão em um patamar mais elevado do que meio grau Celsius negativo. A informação foi revelada pelo meteorologista da Climatempo, Pedro Regotto, em sua participação no CanalEnergia Live desta quarta-feira, 08 de março. Contudo, disse ele, para confirmar a mudança para um estado de neutralidade ou de El Niño, são necessárias duas condições. Uma é a manutenção da temperatura por cinco meses seguidos e a segunda é o acoplamento entre o oceano e atmosfera, que são intrinsicamente ligados para a caracterização do fenômeno. “Viemos de um período de três anos de La Niña, que tem como efeito a intensificação das chuvas no Nordeste, e consequentemente menos geração eólica, enquanto no Sul um cenário mais seco. No El Niño o efeito é inverso. Se confirmado, podemos ver a retomada da geração eólica com ventos mais favoráveis porque o Nordeste passaria por um período de menos chuvas”, explicou Regotto. A sinalização mostra patamares de temperaturas mais elevadas do que o limite de 0,5 negativo que caracteriza o La Niña. Em todas as regiões as temperaturas variaram acima desse nível, chegando a até 1,1 grau positivo, acima disso se tem o El Niño. “É um sinal de que caminhamos na direção de sair definitivamente do estado de La Niña”, sentenciou. Mas lembrou que as condições precisam perdurar para que se confirme essa alteração. Ou seja, é necessário o acompanhamento dos dados. “Mas a tendência é que tenhamos o El Niño”, acrescentou. “São as águas de março fechando o verão” O verso da música de Tom Jobim interpretado por Elis Regina está mais claro do que nunca neste ano. Para o encerramento do período mais quente do ano o panorama é positivo para o setor elétrico. Regotto lembrou que os níveis dos reservatórios estão em patamares elevados. Os mais altos da última década no SIN. Ainda ontem, o Operador Nacional do Sistema Elétrico indicava que o Sudeste/Centro-Oeste, utilizava 79,1% de sua capacidade de armazenamento, no sul o índice era de 85,4%, o Nordeste contava com 86,8% e o Norte com 98,5%. E a indicação é de que até o final deste mês o país todo deverá ver a continuidade das chuvas, colaborando de forma mais expressiva com a elevação desses níveis. “Este será um mês em que as chuvas vão acontecer de forma mais expressiva em quase todo o país, no Sul menos expressivo quando comparado com o Sudeste e o Norte do país que serão mais significativas”, apontou. Já nos próximos dias, ao longo da semana a previsão mostra formação de uma zona de convergência de umidade que afetará o sul do Mato Grosso do Sul, o Paraná e o oeste de São Paulo. Essas regiões estão em uma área mais propensa a problemas com ventos e raios. Em termos de Energia Natural Afluente, é esperado o aumento na região conhecida como incremental de Itaipu. O CanalEnergia Live é transmitido de segunda a sexta-feira, a partir das 10h, ao vivo em nossas redes sociais, Linkedin, Twitter e You Tube, por meio do canal TV CanalEnergia, onde todos os demais conteúdos em vídeos produzidos estão disponíveis.
Ibama sugere a MME licenciamento antes de leilões de LTs
Proposta foi encaminhada em janeiro e piloto pode ser testado esse ano O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais e Renováveis encaminhou ao Ministério de Minas e Energia e à Agência Nacional de Energia Elétrica em janeiro proposta que aumenta a previsibilidade do licenciamento ambiental federal de linhas de transmissão. O projeto piloto poderá começar ainda em 2023. Pela proposta, os empreendimentos teriam o processo de licenciamento ambiental iniciado antes da realização de leilões dos lotes de transmissão elétrica. Com essa proposta em execução, ao participar da disputa pelas linhas, os interessados já teriam acesso ao Termo de Referência do Ibama e conheceriam as especificidades dos estudos ambientais e exigências a serem cumpridas. Atualmente, o processo de licenciamento é iniciado após a conclusão do leilão, a pedido da empresa vencedora.
Subsídios no setor elétrico custarão R$ 35 bilhões em 2023, informa Aneel
Maior parte do valor, R$ 29,6 bi, será arcada pelos consumidores através de encargos incluídos na conta de luz. Orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético foi aprovado nesta terça.A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (7) um orçamento de R$ 34,986 bilhões para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) em 2023.A CDE é um fundo usado para bancar subsídios concedidos pelo governo e pelo Congresso através do setor de energia (veja detalhes mais abaixo nesta reportagem).Segundo a Aneel, os R$ 34,986 bilhões são necessários para bancar os benefícios e as políticas públicas concedidas via setor elétrico neste ano.A maior parte do valor – R$ 29,572 bilhões – será bancada pelos consumidores de energia em 2023, por meio de dois encargos incluídos nas contas de luz:CDE-Uso, rateado entre todos os consumidores (livres e cativos), eCDE-GD, rateado entre os consumidores cativos (atendidos pelas distribuidoras) e destinado a cobrir somente o subsídio à geração distribuída.O restante do valor do orçamento da CDE será arrecadado por meio de outras receitas, entre as quais, aporte da Eletrobras privatizada, multas, recursos de programas de pesquisa, desenvolvimento e eficiência energética e dinheiro em caixa na conta da CDE. Para onde vai o dinheiro?Ainda de acordo com orçamento aprovado pela Aneel, a principal despesa que a CDE vai custear em 2023 será a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), no valor de R$ 12 bilhões.A CCC é subsídio para a produção de energia termelétrica em regiões não interligadas ao sistema elétrico nacional.Em seguida, aparecem os descontos tarifários na distribuição de energia, que vão custar R$ 9,3 bilhões neste ano.A terceira maior despesa é a tarifa social de energia, que concede desconto na conta de luz às famílias de baixa renda. Essa despesa está estimada em R$ 5,6 bilhões.Há, ainda, diversos outros subsídios que são bancados via CDE (veja ao fim desta reportagem) e que fazem a conta chegar a quase R$ 35 bilhões em 2023. CríticasOs diretores da Aneel criticaram o alto valor dos subsídios previstos para este ano. Eles defenderam que parte desses subsídios precisa ser revista pelo Congresso e pelo governo e parte custeada pelo Tesouro Nacional, e não pelo consumidor de energia.“Alguns subsídios são extremamente importantes, baixa renda é indiscutível. A CCC também importa porque os consumidores não são culpados por estarem no sistema isolados e não teriam a menor condição de pagar conta de energia se eles não tivessem o subsídio da CCC”, afirmou diretor Hélvio Guerra.“Por outro lado, temos hoje fontes que são beneficiadas e não precisam mais de subsídios”, completou Guerra, referindo-se às fontes renováveis de energia que também são subsidiadas via CDE.O diretor lembrou que “nada ou quase nada que está aqui [no orçamento da CDE] foi colocado pela Aneel, pela regulação. Tudo vem de lei”, destacando que cabe à Aneel somente aprovar o orçamento da CDE e fiscalizar a aplicação dos recursos. CDEA Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) é um fundo setorial criado para custear diversas políticas públicas através setor elétrico brasileiro, como:universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional;concessão de descontos tarifários a diversos usuários do serviço: baixa renda; rural; irrigante; serviço público de água, esgoto e saneamento;geração e consumo de energia de fonte incentivadas, etc.;descontos na tarifa em sistemas elétricos isolados;subsídios para produção de energia termelétrica nos sistemas isolados; esubsídios ao carvão mineral nacional;subvenção a cooperativas e pequenas concessionárias do setor de energia;subsídio à geração distribuída.
Usina em Contagem é modelada para compensação de créditos pela RGE
Cogecom finalizou adaptação de uma CGH dentro das novas regras que passam a valer para todos os ativos de geração distribuída a partir de 1º de junho deste ano A cooperativa de energia distribuída e compartilhada Cogecom finalizou a modelagem de uma central de geração hidrelétrica dentro das novas regras que passam a valer para todos os ativos de geração distribuída a partir de 1º de junho deste ano, referente a compensação de créditos de geração de uma usina instalada na área de alguma permissionária para a localidade da concessionária de maior porte. Em entrevista à Agência CanalEnergia, o presidente da Cogecom, Roberto Corrêa, disse que a finalidade do piloto desenvolvido em seis meses foi muito importante para o agente regulador entender e checar se na prática essa transferência pode ocorrer sem maiores problemas, o que deve garantir ao sistema um espécie de destravamento, dando maior velocidade ao chamado despacho. “Financeiramente existe muita dificuldade em alocar energia nessas pequenas concessões e regiões de atendimento destinado principalmente a agricultores, então propusemos à Aneel a inclusão de uma cláusula que permitiria a viabilidade desses empreendimentos”, comenta o executivo, citando também dificuldades com um mercado consumidor restrito e tarifas subsidiadas por programas sociais e rurais. O projeto acerca da legislação aconteceu em parceria com a RGE e a Coprel, que desejava alguma solução viável para além da GD envolvendo a CGH João do Passo, de 300 kW no Rio Grande do Sul, além da Aneel, que passou a contar com informações pertinentes para a elaboração da regulamentação expressa no artigo nº 15 da Lei 14.300, que instituiu o marco da micro e minigeração distribuída. “Sentamos com a Aneel para definir como a questão seria operacionalizada, de que forma esses dados seriam transitados e compartilhados, visto existir uma necessidade da portabilidade de crédito da energia para ser abatido do consumo das unidades indicadas”, aponta Corrêa, ressaltando a união de forças que resultou na Resolução nº 10.059 publicada em fevereiro desse ano com a nova forma de compensação. Operacionalmente falando, ele aponta que o projeto consistiu na Aneel enviando um ofício para a RGE realizar a compensação dos créditos gerados pela usina para depois a elaboração de um fluxo de dados em conjunto com os agentes, com ambas as concessionárias efetuando os ajustes necessários para rodar o processo em suas redes e operações. Com base nesse histórico e aprendizado, o regulador desenvolveu os formulários necessários para que o processo acontecesse da forma mais fluída possível. Planos futuros A partir de 1º de junho todas permissionárias e distribuidoras terão que se adaptar as novas regras. A Cogecom afirmou que pretende replicar o mesmo processo com outras usinas, como uma CGH que deve entrar em operação em abril e mais 10 MW com entrada em operação nesses mesmos parâmetros previstos até o fim do ano, basicamente no Rio Grande do Sul mas sem desconsiderar outras regiões importantes como São Paulo. A cooperativa iniciou suas operações em 2017 no Paraná com a preocupação inicial de credibilidade através da geração própria, garantindo que a energia que seria disponibilizada no mercado fosse entregue de fato. Após o sucesso do modelo, a companhia abriu seu portfólio para outros geradores. Nesse ano começa com aproximadamente 80 MW em operação e mira uma fase de expansão para mais três estados: São Paulo, Distrito Federal e Tocantins, atuando atualmente no Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais e Goiás. “Nesse ano devemos ultrapassar 50 mil unidades consumidoras atendidas e mil usinas instaladas em GD, ultrapassando a marca de 200 MW”, finaliza Roberto Corrêa.
