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Energia solar vai triplicar de tamanho no mundo até 2027

Um estudo divulgado pela IEA (Agência Internacional de Energia, em inglês) apontou que a capacidade solar deve triplicar de tamanho entre os anos de 2022 e 2027 em todo o mundo, crescendo 1,5 TW e superando o carvão como a maior fonte de capacidade de energia.

Em seu relatório “Renewables 2022”, a Agência destacou que espera uma aceleração das instalações em telhados residenciais e comerciais, com adições globais de 170 GW por ano até 2027.

O relatório avalia ainda que a margem de crescimento das energias renováveis no planeta é hoje 30% maior do que a previsão do ano passado, com a energia fotovoltaica respondendo por 60% de toda a expansão da capacidade renovável.

Esse aumento é impulsionado pelas políticas de descarbonização adotadas pela China, que será responsável por produzir metade da nova energia renovável do mundo ao longo dos próximos cinco anos.

Espera-se, inclusive, que a fonte solar ultrapasse a energia hidrelétrica e se torne a maior capacidade renovável instalada do país asiático até 2023, com um aumento de quase 1.070 GW, dos quais 90% viriam da energia solar e eólica.

A IEA também aumentou sua previsão para os EUA em 25%, avaliando que o país norte-americano tem condições de aumentar a sua capacidade de energias renováveis em 270 GW entre 2022 e 2027, devido à aprovação de seus novos incentivos.

Com relação aos países europeus, a implantação da energia solar poderá ser ainda mais rápida se o continente optar por reduzir os prazos de licenciamento, melhorar os projetos de leilões e os esquemas de incentivo para acelerar a instalação de sistemas fotovoltaicos em telhados residenciais.

Se isso for feito, a aplicação dessas políticas poderia aumentar o crescimento das fontes limpas no continente em até 30%. “As renováveis já estavam se expandindo rapidamente, mas a crise energética global as colocou em uma nova fase extraordinária de crescimento ainda mais rápido, à medida que os países buscam capitalizar seus benefícios de segurança energética”, disse o diretor executivo da IEA, Fatih Birol.

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Projeto de irrigação com solar suprirá consumo energético de fazenda

A pequena cidade de Formosa do Rio Preto, localizada no Oeste da Bahia, de pouco mais de 25 mil habitantes, é referência quando o assunto é o agronegócio. Além da forte vocação para os grãos, o município se destaca no cultivo de algodão.

É neste solo que está localizada uma fazenda de 26 mil hectares, pertencente ao Grupo Leal. O grupo alagoano, que além do cultivo de algodão tem negócios no ramo de soja, madeira, eucalipto, grãos e cana-de-açúcar, é gerido por João Toledo.

Desde o ano passado, a empresa tem se estruturado em um projeto com objetivo de implantar nas lavouras 12 pivôs para irrigação na propriedade, uma região que não tem rede de energia elétrica.

Para resolver essa escassez energética das concessionárias, o produtor afirmou que estão realizando uma grande transformação com a irrigação em um sistema integrado.

“Além de resolver o déficit energético, ao mesmo tempo produziremos uma energia limpa com sustentabilidade por meio de painéis solares”, destacou Toledo.

Inicialmente, a fazenda começou com o cultivo da pluma de forma experimental em 2017, com o plantio de 400 hectares. Já no ano seguinte a área mais que quadruplicou atingindo 1.700/ha.

Já na atual safra 2022/23 foram plantados 3.200/ha “Nosso projeto é chegar a 5 mil hectares e aproveitar ainda mais a potência da nossa fábrica”, acrescentou o gestor.

A fazenda conta com uma algodoeira própria com capacidade para suprir a produção de até 15 mil hectares da cultura. “Observei que as fábricas próximas tinham um problema crônico: a capacidade de produção era baixa”.

“Além disso, quando expandiram as lavouras, o negócio ficava travado, pois ficaria muito caro construir uma segunda fábrica ou reformar a primeira. Por isso, projetamos a nossa pensando no crescimento futuro”, enfatizou.

Matriz energética própria

Para substituir aos poucos os geradores movidos a diesel, a fazenda buscou alternativas para tornar eficiente o funcionamento dos pivôs e da fábrica. A alternativa escolhida foi a energia solar.

Os painéis começam a ser instalados a partir de outubro e a previsão é que até dezembro tanto a fábrica quanto os pivôs sejam abastecidos por eles. O projeto está sendo implantado com a revenda Pivot, de Luiz Eduardo Magalhães/BA, através dos equipamentos e tecnologia Zimmatic, by Lindsay.

De acordo com João Morais, gerente comercial da loja, o projeto do Grupo Leal vai ser algo extremamente inovador, e o maior nesse modelo do Brasil. “Vamos ter cerca de 3 MW só para a irrigação. O maior gerador que existe hoje e temos conhecimento é de 1,2 MW, em Jaborandi (BA)”, relatou.

Tecnologia da irrigação

Para possibilitar um grande salto na produção, aumentando a produtividade na mesma área, a companhia recorreu à tecnologia da irrigação, um projeto inédito não somente na fazenda, mas também na região de Formosa do Rio Preto.

“Temos um abundante rio que corta a fazenda. Com a irrigação, projetamos ter duas safras ao invés de uma. Primeiro plantamos a soja no começo de outubro e colhemos em janeiro. Na sequência, semeamos o algodão para colher em julho”, calculou.

Além de ter a garantia da soja e do algodão produzidos, Toledo terá a certeza que não faltará água nos momentos mais importantes para a sua lavoura.

Outro ponto muito importante é a possibilidade de ampliar a produtividade. Atualmente a média brasileira é de 55 sacas por hectares, no Oeste da Bahia, há produtores colhendo acima de 60 sc/ha, e nas áreas irrigadas essa produtividade atinge até 80 sc/ha.

O mesmo raciocínio acontece com o algodão. Enquanto a média brasileira de produtividade é de 250 arrobas/ha, no Oeste da Bahia, esse índice chega a 300@/ha. Com a irrigação este número salta para 400@/ha.

“É uma diferença absurda, não há nem o que discutir. A irrigação vale muito e são esses resultados que estamos buscando”, ressaltou o produtor.

Na primeira fase do projeto traçado pelo empresário foram instalados seis pivôs de uma vez, que começaram a operar neste ano. Assim, a área irrigada atingiu 1.340/ha. Entretanto, outros seis equipamentos estão em fase final de instalação e nas próximas semanas estarão aptos para funcionar.

Com isso, a área total irrigada somará 2.240/ha. O projeto final completo deverá chegar a 8 mil/ha. “O que tem que se fazer é ter coragem de irrigar, porque são investimentos altos, mas na realidade é uma vez só e o retorno é certo”, destacou.

Potencial do Oeste baiano

De acordo com gerente comercial da Pivot, de 2020 para 2021 a região do Oeste da Bahia teve um crescimento exponencial na área irrigada. “São vários fatores atribuídos a esse número, entre eles: demanda aquecida, valorização dos preços de commodities e a localização privilegiada.

“As culturas de milho, soja, feijão, o próprio algodão, impulsionaram o produtor a estar capitalizado e a investir e mecanizar a produção. Em vez de ficar comprando terra, ele vai produzir mais na área que ele já possui, verticalizando a sua produção”, citou.

A região também é privilegiada quando o assunto é água. São diversos mananciais, rios, além do Aquífero Urucuia, responsável pela vazão dos principais afluentes da margem esquerda do rio São Francisco, entre eles o rio Grande, seu principal afluente na Bahia que está localizado em sua maior parte no Oeste do estado baiano.

Já foram feitos estudos em 2020, onde observou-se que está sendo utilizado apenas 11% do potencial desse Aquífero. “Ou seja, existe uma possibilidade enorme para a agricultura no Oeste baiano”.

“Contamos com uma topografia privilegiada, muita disponibilidade de água, condições ideais para a irrigação. O que ainda trava esse desenvolvimento é a questão de infraestrutura energética, mas casos e investimentos como da fazenda do Grupo Leal mostram que problemas assim estão com os dias contados”, finalizou.

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Solar flutuante deverá ter projetos hibridizados a partir de 2024

Se tudo der certo, o Brasil deverá atingir a marca de 200 MW de geração solar flutuante implantados na modalidade de GD (geração distribuída) até 2024, com a possibilidade de se aplicar a hibridização da tecnologia junto às hidrelétricas.

Pelo menos, essa é a expectativa de Luiz Piauhylino Filho, sócio-diretor da Sunlution, empresa especializada na elaboração e na aplicação de projetos de geração de energia solar flutuante.

De acordo com o executivo, o mercado solar flutuante no Brasil ganhou força em 2022, com a inauguração de plantas de pequeno porte e com a expectativa da entrada em operação de usinas ainda maiores entre o final deste ano e o começo de 2023.

“O mercado finalmente está amadurecendo e pode tomar um corpo de volume bastante interessante com a consolidação desses 200 MW na modalidade de GD e o início da hibridização da tecnologia”, afirmou.

A Sunlution, por exemplo, é uma das empresas que têm investido no mercado brasileiro, prometendo inaugurar aquilo que seria o maior projeto de energia solar flutuante do país, na Represa Billings, em São Paulo.

“Começamos a instalação dos primeiros 5 MWp dos 60 MWp na Represa Billings em São Paulo. Nesta primeira etapa, serão usados algo perto de 60 hectares de lâmina d ‘água só para o nosso projeto, onde vamos instalar mais de 107 mil painéis de 665 W. Os flutuadores estão sendo produzidos no Estado de São Paulo usando a tecnologia da empresa francesa Ciel et Terre”, explica Piauhylino Filho.

Na semana passada, o Canal Solar mostrou que novas usinas flutuantes também serão construídas nos estados de Minas Gerais e Pernambuco, no município de Grão Mogol e na Ilha de Fernando de Noronha, respectivamente.

Desafios para hibridização

De acordo com Piauhylino Filho, o grande dificultador para que os projetos hibridizados de energia solar flutuante aconteçam hoje no país é a limitação com relação ao preço dos flutuadores (estruturas que suportam os módulos fotovoltaicos sobre a água).

“Projetos que envolvem usinas solares flutuantes em GD variam de 10 MW a 50 MW mais ou menos. Na hibridização, por sua vez, estamos falando de projetos que podem ultrapassar 1 GW”, ressaltou.

Ou seja, segundo ele, projetos muito mais robustos e que demandam muito investimento, sobretudo na compra de mais flutuadores. “Eu vejo esse mercado acontecendo daqui há dois anos, provavelmente, em 2024”, comentou.

“Atualmente, o CAPEX de 1 MW de uma usina de solo está em torno de R$ 4,2 mil a R$ 4,5 mil. Já 1 MW de flutuador instalado está em torno de 15% à 20% mais. Uma coisa é construir um projeto para 1 ou 2 MW, outra coisa é produzir para 500 MW ou até mesmo 1 GW”, frisou.

Por isso, Piauhylino Filho explica que a hibridização, otimizando a infraestrutura já existente, mitigando novos impactos ambientais e a produção em escala, torna a tecnologia dos flutuadores mais competitiva no mercado, com soluções que possibilitariam aplicar as usinas solares flutuantes nos reservatórios já existentes.

“A tendência é que o valor dos flutuadores caia nos próximos anos com o avanço tecnológico. A tecnologia está evoluindo e, dentro de um ano e meio provavelmente, vai ter uma nova série de flutuadores mais baratos e melhores”, finalizou o executivo.

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Mercado global de armazenamento deve atingir 411 GW até 2030

As instalações de armazenamento de energia em todo o mundo devem atingir um acumulado de 411 GW até o final de 2030, de acordo com a última previsão da BNEF (BloombergNEF). Isso é 15 vezes os 27 GW que estavam online no final de 2021.

As perspectivas da empresa preveem um adicional de 13% da capacidade em relação ao estimado anteriormente, impulsionado principalmente por desenvolvimentos recentes de políticas.

“Isso é igual a um extra de 46 GW. As novas políticas mais notáveis ​​incluem a Lei de Redução da Inflação dos EUA, uma legislação histórica que fornece mais de US$ 369 bilhões em financiamento para tecnologias limpas, e o plano REPowerEU da União Europeia, que estabelece metas ambiciosas para reduzir a dependência do gás da Rússia”, relatou a companhia.

No total, estima-se que 387 GW de nova capacidade de armazenamento de energia serão adicionados globalmente de 2022 a 2030 – mais do que toda a capacidade de geração de energia do Japão em 2020.

Os EUA e a China devem continuar sendo os dois maiores mercados, representando mais da metade das instalações globais até o final da década. A Europa, no entanto, está alcançando um aumento significativo na capacidade alimentado pela atual crise de energia.

“A aceleração prevista nos EUA segue a aprovação da Lei de Redução da Inflação em agosto de 2022, com grandes volumes de fundos alocados para créditos fiscais eólicos, solares e de armazenamento. A lei impulsionará aproximadamente 30 GW de armazenamento de energia construído de 2022 a 2030”, apontou a BNEF.

No entanto, afirmaram que embora a nova política de crédito fiscal apoie mais crescimento com base na previsão de longo prazo da BloombergNEF, a cadeia de suprimentos restringe as expectativas de implantação da nuvem até 2024.

A invasão da Ucrânia pela Rússia teve um impacto claro nas implantações de armazenamento de energia na Europa. Segundo a empresa, os preços recordes da eletricidade estão forçando os consumidores a considerar novas formas de fornecimento de energia, impulsionando o mercado de armazenamento residencial no curto prazo.

As adições significativas de armazenamento em escala de utilidade esperadas a partir de 2025 se alinham com as metas renováveis ambiciosas descritas no plano REPowerEU e um foco renovado na segurança energética no Reino Unido.

No caso, a BNEF mais que dobrou suas estimativas para implantações de armazenamento de energia de 2025 a 2030 em toda a Europa em relação às previsões anteriores.
Restrições na cadeia podem retardar expansão

Embora a expansão da capacidade global de armazenamento seja iminente, as restrições da cadeia de suprimentos podem retardar as adições. Além dos problemas relacionados à pandemia, a inflação, os altos custos de transporte e os preços das matérias-primas tornaram as células de bateria mais caras no ano passado.

Enquanto isso, os projetos enfrentam longos prazos de financiamento, desenvolvimento e comissionamento. Em 2022, as interrupções na cadeia de suprimentos resultaram em menores adições de armazenamento em escala de serviços públicos e, mesmo muitas dessas pressões possam diminuir no próximo ano, a expansão para um mercado que deverá adicionar quase 11 vezes mais GWh em 2030 do que em 2021 virá com desafios.

“A indústria de armazenamento de energia está enfrentando dores de crescimento. Porém, apesar dos preços mais altos do sistema de bateria, a demanda é clara. Haverá mais de 1 TWh de capacidade de energia até 2030″, afirmou Helen Kou, associada de armazenamento de energia da BNEF.

“Os maiores mercados do mundo, como China, EUA, Índia e UE, aprovaram leis que incentivam implantações de armazenamento”, ressaltou Helen, que também é a principal autora do relatório.

Ásia-Pacífico liderará crescimento

Regionalmente, a Ásia-Pacífico liderará o crescimento no mercado de armazenamento em MW até 2030, impulsionado pela China. Mas, as Américas adicionarão mais capacidade em uma base de MWh, já que as usinas nos EUA geralmente têm mais horas de armazenamento. A Europa – mesmo com vantagens adicionais dos recentes avanços nas políticas – o Oriente Médio e a África devem ficar para trás.

A previsão da BNEF sugere que a maior parte do armazenamento de energia construído até 2030, equivalente a 61% dos MW, será para fornecer o chamado deslocamento de energia – em outras palavras, adiantar ou atrasar o tempo de despacho de eletricidade. Projetos co-localizados de energias renováveis ​​mais armazenamento, em particular solar mais armazenamento, estão se tornando comuns em todo o mundo.

Outro ponto destacado pelo estudo é que as baterias – tanto residenciais quanto comerciais e industriais – também devem crescer em um ritmo constante. A Alemanha e a Austrália são atualmente os líderes neste segmento, com mercados consideráveis ​​no Japão e na Califórnia também.

Ao todo, a BNEF prevê que o armazenamento de energia localizado em residências e empresas representará cerca de um quarto das instalações globais de armazenamento até 2030. “Com ambição, tal setor potencial para crescer incrivelmente rápido”, comentou Yayoi Sekine, chefe de armazenamento de energia da BNEF.

“Os detalhes de como os projetos de armazenamento de energia se materializarão como resultado de grandes políticas, como a Lei de Redução da Inflação dos EUA que ainda precisam ser resolvidos. No entanto, as empresas já estão ampliando as operações para capturar o lado positivo”, explicou.
BNEF: tecnologia de baterias em evolução

Segundo a pesquisa, a tecnologia de baterias em rápida evolução está impulsionando o mercado de armazenamento. As baterias de íon de lítio representam a maioria das instalações atualmente, mas muitas tecnologias que não são baterias estão em desenvolvimento, como ar comprimido e armazenamento de energia térmica.

Entretanto, a BloombergNEF espera que as baterias dominem o mercado pelo menos até a década de 2030, em grande parte devido à sua competitividade de preços, cadeia de suprimentos estabelecida e histórico significativo. “Se as novas tecnologias puderem superar com sucesso o íon de lítio, a absorção total de armazenamento de energia poderá ser maior”, finalizaram.

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Feitosa e Mosna assumem comando da ANEEL com agenda desafiadora

Tomaram posse nesta segunda-feira (15) dois integrantes do novo Colegiado da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica): o diretor-geral, Sandoval Araújo Feitosa Neto e o diretor Fernando Mosna.

Durante a cerimônia de posse, realizada no auditório do Ministério de Minas e Energia (MME), em Brasília (DF), Feitosa enfatizou a importância do diálogo no setor e a satisfação do consumidor.

Entre as prioridades defendidas por Mosna está a obtenção de um patamar adequado de modicidade tarifária. Segundo ele, é preciso garantir uma regulação equilibrada, com aprimoramento das normas regulatórias em relação ao mercado livre e modernização do setor.

Os dois novos diretores chegam para auxiliar em diversos processos importantes e complexos, como aprimorar o acesso à transmissão no cenário de expansão de geradores renováveis, aperfeiçoar a regulamentação da apuração das perdas técnicas regulatórias e elaborar a valoração da GD (geração distribuída), que deverá ser estabelecida pela ANEEL com base nos custos e benefícios do segmento, respeitando as diretrizes do CNPE (Conselho Nacional de Política Energética).

Quem são os novos diretores?

Ex-diretor da ANEEL e servidor de carreira, Feitosa iniciou no setor como Eletricista formado pelo SENAI-PI e Técnico Eletrotécnico formado pela Escola Técnica Federal do Piauí. Trabalhou na coordenação de equipes técnicas de manutenção da Chesf (Companhia Hidrelétrica do São Francisco) e como gerente técnico da Cemar (Companhia Energética do Maranhão).

Também foi superintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão, superintendente de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade e assessor da Diretoria. Representando a Agência, Sandoval foi diretor da ABAR (Associação Brasileira de Agências de Regulação), de 2018 a 2020.

Mosna ingressa no Colegiado na vaga decorrente do término do mandato de Efrain Cruz. Procurador Federal da AGU (Advocacia-Geral da União) desde 2012, Mosna atuou nos últimos três anos como assessor no Senado Federal e foi advogado na Petrobras de 2010 a 2012, além de ter sido advogado na CEDAE (Companhia Estadual de Águas e Esgotos do Rio de Janeiro).

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Resolução é vital ao definir regras de segurança cibernética no setor de energia

No último dia 1º de julho, entrou em vigor a Resolução Normativa nº 964, de 14 de dezembro de 2021, da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), que dispõe sobre regras de segurança cibernética a serem adotadas pelos agentes do setor de energia elétrica.

A resolução é extremamente importante, pois define as diretrizes a serem adotadas pelos agentes regulados do setor de energia visando à mitigação de riscos de segurança cibernética.

Sua aplicação se dá aos concessionários, permissionários, autorizados de serviços ou instalações de energia elétrica e às entidades responsáveis pela operação do sistema, pela comercialização de energia elétrica ou pela gestão de recursos provenientes de encargos setoriais, tendo como objetivo mitigar os riscos relacionados a incidentes de segurança cibernética no setor elétrico.

Neste contexto, os principais riscos relacionados à segurança cibernética incluem eventual interrupção no suprimento de energia, a impossibilidade de realização de operações técnicas pelos agentes regulados e possível extravio de dados.

Em relação aos riscos relacionados à continuidade das operações, vale lembrar do ataque cibernético do tipo “ransomware” sofrido no ano passado pela Colonial Pipeline, uma das maiores redes de oleodutos dos Estados Unidos. Essa ação resultou na paralisação das operações da empresa, fazendo com que o governo norte-americano declarasse estado de emergência em 17 estados, em decorrência da interrupção do fluxo de combustível.

A Resolução 964 apresenta diretrizes para atuação dos agentes regulados em segurança cibernética. Tais diretrizes incluem, dentre outras, a necessidade de adoção de normas, padrões e referências de boas práticas em segurança cibernética e a atuação dos agentes para identificar, diagnosticar e responder a incidentes cibernéticos, bem como disseminar a cultura de segurança cibernética.

Para tanto, a resolução aponta a necessidade de que os agentes regulados possuam uma Política de Segurança Cibernética, que deve ser aderente às diretrizes estabelecidas na regulação, compatível com a sensibilidade dos dados e das informações sob responsabilidade do agente e com a relevância da instalação no contexto do SIN (Sistema Interligado Nacional). Para que a Política de Segurança Cibernética esteja alinhada ao disposto na resolução, ela deve prever, dentre outros aspectos: critérios para a classificação dos dados e informações utilizados pelo agente, de acordo com sua relevância; procedimentos e controles para reduzir a vulnerabilidade a incidentes; e a adoção de medidas técnicas para garantir a segurança e rastreabilidade de informações críticas.

Adicionalmente, a resolução estabelece obrigações específicas para os agentes regulados, como, por exemplo, que seja designado um responsável pela Política de Segurança Cibernética, bem como que esse regimento seja aprovado pelo Conselho de Administração do agente (podendo ser único para todo o grupo econômico) e revisado periodicamente.

Outro aspecto importante destacado pela resolução é o dever de o agente regulado disseminar internamente, entre seus colaboradores, a cultura de segurança cibernética, principalmente por meio da implementação de programas de capacitação e da adoção de medidas para a conscientização e educação sobre aspectos de segurança cibernética.

Sobre incidentes cibernéticos, a resolução exige que a Política de Segurança Cibernética defina os parâmetros a serem utilizados na avaliação da relevância dos incidentes cibernéticos, bem como estabeleça procedimentos para prevenção, tratamento e resposta a tais incidentes, o que pode ser feito, por exemplo, por meio da elaboração de um plano de resposta a incidentes.

Além disso, é estabelecida a obrigação dos agentes de notificar a equipe de coordenação setorial designada em caso de incidentes cibernéticos de maior impacto (como definidos na Resolução), que afetem de maneira substancial a segurança das instalações, a operação ou os serviços aos usuários ou de dados.

Como se pode observar, a resolução apresenta um framework básico a ser implementado pelos agentes regulados do setor elétrico, com o objetivo de minimizar o risco sistêmico decorrente de um possível incidente cibernético, desenvolvido em conexão com a Estratégia Nacional de Segurança em Infraestruturas Críticas, estabelecida pelo Decreto n° 10.569/2020.

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Brasil instalou 1,48 mil sistemas FV por dia no primeiro semestre

O Brasil registrou mais de 267,8 mil sistemas de energia solar instalados no primeiro semestre de 2022 em imóveis residenciais, comerciais, industriais, rurais e relacionados ao Poder Público.

Trata-se de uma média de cerca de 1,48 mil unidades conectadas à rede por dia, segundo levantamento realizado pelo Canal Solar, com base em dados da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica).

O número supera em mais de 35% o volume de 172,4 mil sistemas fotovoltaicos instalados no país no segmento de GD (Geração Distribuída) no mesmo período do ano anterior, ou seja, entre os meses de janeiro e junho de 2021.

No primeiro semestre de 2022, os estados com o maior número de instalações foram: São Paulo (53.978), Minas Gerais (37.673) e Rio Grande do Sul (37.024). Juntas, as três localidades somaram quase metade de todas as conexões que foram realizadas no período.

Outro ponto a se observar foi a alta procura pela tecnologia por parte dos consumidores residenciais, que sozinhos foram responsáveis por mais de 82% das instalações contabilizadas nos primeiros seis meses do ano. Ao todo, foram mais de 220,4 mil instalações contabilizadas, contra 137,8 mil em relação ao mesmo período do ano passado.

Explicações

Os principais motivos que explicam o aumento da procura por painéis solares no país, sobretudo em imóveis residenciais, são: a maior popularização da tecnologia, a conta de luz cada vez mais cara e o receio de parte dos consumidores com as novas regras de compensação da GD.

“O fato das pessoas estarem conhecendo cada vez mais a energia solar, somado a todos os problemas energéticos que o país vem enfrentando, sem dúvidas, faz com que os consumidores passem a querer ter a tecnologia instalada em seus imóveis”, avalia Gustavo Tegon, especialista em vendas e co-fundador da Esfera Solar.

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ANEEL reajusta valor das bandeiras tarifárias em até 64%

Novos valores entram em vigor a partir de 1º de julho e serão válidos para o período 2022-2023.

A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) aprovou nesta terça-feira (21) um novo reajuste nos valores das bandeiras tarifárias. A maior alta foi no valor na bandeira vermelha patamar 1 (63,7%).

A bandeira amarela vai subir 59,5%, e a vermelha patamar 2 aumentará 3,2%. A bandeira verde é a única que não sofreu reajuste e seguirá sem a cobrança extra. Os novos valores entram em vigor a partir do dia 1º de julho e serão válidos até meados de 2023.

Os valores aprovados ficaram acima dos que foram colocados inicialmente em consulta pública. Segundo a Agência, a alteração foi necessária para inclusão de alguns parâmetros no cálculo dos valores.
Confira como ficam os novos valores:

•Bandeira Verde: segue sem a cobrança do custo adicional;
•Bandeira Amarela: valor sobe de R$ 1,874 para R$ 2,989 a cada 100 kWh consumidos (+ 59,5%);
•Bandeira Vermelha 1: valor sobe de R$ 3,971 para R$ 6,500 a cada 100 kWh consumidos (+ 63,7%);
•Bandeira Vermelha 2: valor sobe de R$ 9,492 para R$ 9,795 a cada 100 kWh consumidos (+3,2%).

A revisão dos valores das bandeiras acontece anualmente, normalmente na metade do ano. Vale lembrar que a bandeira “escassez hídrica” foi extinta em maio deste ano. A modalidade foi criada para entrar em operação de maneira excepcional entre os meses de setembro de 2021 e abril de 2022 com forma de minimizar os impactos da crise hídrica no país.

Desde que a bandeira de escassez hídrica foi extinta, o país está sob efeito da vigência da bandeira verde, que, segundo a Aneel, deve continuar vigorando até o fim do ano em razão da boa recuperação do nível dos reservatórios brasileiros. A Agência, contudo, não descarta aplicar a cobrança da tarifa extra a partir de 2023.

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